Вытеснение нефти газом может быть как несмешивающимся, так и смешивающимся (без существования границы раздела фаз). Смесимость газа с нефтью в пластовых условиях достигается только в случае легкой нефти (плотность дегазированной нефти менее 800 кг/м 3) при давлении нагнетания сухого углеводородного газа около или более 25 МПа, обогащенного газа - 15-20 МПа. С улучшением смесимости повышается нефтеотдача.
Применение углеводородного газа определилось трудностями или отрицательными последствиями закачки воды (наличием в пласте набухающих в воде глин; малой проницаемостью пород и, как следствие, недостаточной приемистостью нагнетательных скважин).
Основными критериями эффективности процесса закачки газа можно назвать:
> углы падения пластов: при углах более 15° закачка газа в сводовую часть, при меньших - площадная закачка (в пологих структурах затруднено гравитационное разделение газа и нефти);
> глубину залегания пласта: при малой глубине и высоких давлениях нагнетания возможны прорывы газа в вышележащие пласты (нарушение герметичности залежи), а при большой глубине требуются очень высокие давления нагнетания, что не всегда технически осуществимо и экономически оправдано;
> однородность пласта по проницаемости и невысокую вязкость нефти: проявляется проницаемостная и вязкостная неустойчивость вытеснения и преждевременные прорывы газа в добывающие скважины;
> гидродинамическую замкнутость залежи, что исключает утечки. Для нагнетания можно использовать нефтяной газ, природный газ соседних газовых месторождений или газ из магистральных газопроводов. Технологическая схема нагнетания сухого нефтяного газа приведена на рис. 7.9.
Рис. 7.9. Технологическая схема закачки, нефтяного газа.
I - продукция нефтяных скважин; II - газ в нагнетательные скважины; III - газ на местное потребление; IV - нефть потребителю; V - вода;
1 - сепаратор высокого давления; 2 - газоочиститель; 3 - компрессор высокого давления (компрессорная станция); 4 - установка комплексной подготовки нефти; 5 - отбензинивающая установка (газопереработывающая завод); 6 - компрессор низкого давления
При использовании природного газа очистка и подготовка его проводятся на газовом промысле, как и для магистрального транспорта.
Приемистость скважин устанавливают опытным путем или рассчитывают по формуле дебита газовой скважины, умножая расчетное значение на опытный коэффициент. Для поддержания давления на существующем уровне общий расход нагнетаемого газа должен равняться сумме дебитов нефти, газа и воды, приведенных к пластовым условиям разделив общий расход на приемистость одной скважины, можно определить число газонагнетательных скважин. Забойное давление вычисляется с учетом потерь давления на трение и давление столба газа. Обычно давление нагнетания на 15-20% выше пластового.
Преждевременные прорывы газа резко снижают Эффективность процесса вытеснения и увеличивают энергетические затраты. Их выявляют путем контроля за газовым фактором и химическим составом газа. Для предупреждения прорывов газа уменьшают отборы жидкости из скважин вплоть до остановки тех, в которых отмечается прорыв, снижают объем нагнетаемого газа, вместе с газом закачивают жидкость, проводят циклическую закачку газа.
Добавка сжиженных газов в сухой газ, состоящий преимущественно из метана, позволяет достичь полного смешивания полученного обогащенного газа с разной нефтью при сравнительно побольших пластовых давлениях (10-20 МПа). Однако, применение сжиженных газов ограничено их высокой стоимостью.
Закачка газа высокого давления.
Метод заключается в создании в пласте оторочки легких углеводородов на границе с нефтью. Это обеспечивает процесс смешивающегося вытеснения нефти. При этом между вытесняющей и вытесняемой жидкостями не возникают капиллярные эффекты, происходит экстракция нефти вытесняющим агентом.
При закачке газа в пологозалегающие пласты отмечается неравномерность вытеснения, обусловленная гравитационным разделением нефти и газа. Поэтому для закачки газа высокого давления более предпочтительны пласты с большими углами залегания, рифовые и куполообразные залежи. Закачка газа высокого давления находит применение в пластах с низкой проницаемостью, в которых заводнение по технико-экономическим условиям не эффективно. Отрицательное влияние на эффективность процесса оказывает неоднородность пласта и особенно послойная неоднородность. Закачиваемый газ прорывает образовавшуюся оторочку смешивающегося вытеснения и, в силу более высокой фазовой проницаемости, по пропласткам высокой проницаемости доходит до добывающих скважин, снижая общую эффективность вытеснения.
Введение
Первые результаты экспериментальных и промысловых исследований по применению поверхностно-активных веществ как добавок при заводнении нефтяных пластов опубликованы в США в 40-х, 50-х годах. В нашей стране эта проблема изучается более 30 лет и нашла свое отражение в работах П.А. Ребиндера, Г.А. Бабаляна, К.Ф. Жигача, М.М. Кусакова, Ш.К. Гиматудинова, Ф.И. Котяхова, В.В. Девликамова, И.Л. Мархасина, И.И. Кравченко, М.А. Гмана, А.Б. Тумасяна и др.
За это время разработаны в основном физико-химические и технологические основы метода, обоснованы приближенные критерии применимости ПАВ, произведены испытания метода в различных геолого-промысловых условиях.
Однако до настоящего времени многие аспекты этой проблемы до конца не изучены, требуют уточнения и дальнейшего исследования.
Механизм нефтеотдачи при воздействии водных растворов ПАВ на остаточную нефть в коллекторах различных типов сложен и многогранен, что предопределяет необходимость дальнейших экспериментальных и промысловых исследований на современной научной основе.
Актуальность проблемы. В XX веке произошло 15-ти кратное увеличение уровня потребления энергоресурсов, основную долю в которых составляют нефть и газ. В ближайшей перспективе доминирующее положение, как основного источника моторных топлив и сырья нефтехимических производств, сохранится за нефтью. Вместе с тем, опережающая добыча из активныхзапасов приведет к тому, что через 20 лет основной объем мировой добычи до 70 % будет обеспечиваться за счет трудноизвлекаемых запасов нефти. Уже сегодня в России на большинстве крупнейших нефтяных месторождений, вступивших в позднюю стадию разработки, доля трудноизвлекаемых запасов увеличилась более чем в 10 раз и продолжает увеличиваться.
Ограниченное применение современных технологий повышения нефтеотдачи приводит к тому, что коэффициент извлечения нефти (КИН) сокращается за десятилетие на 3-4 %. Вместе с тем, рост КИН только на 1 % дал бы России прирост годовой добычи в объеме не менее 10-20 млн т, что равносильно открытию нового месторождения. Потому уже сегодня необходимо интенсивно внедрять новые передовые технологии, направленные на вовлечение в разработку всех типов остаточных нефтей на месторождениях, вступивших в завершающую стадию эксплуатации, и эффективное освоение месторождений тяжелых высоковязких нефтей.
Поэтому исследование направлено на решение актуальной задачи - разработку комплекса технологий для повышения нефтеотдачи пластов, увеличения дебита добывающих скважин.
Объектом исследования является качественные показатели и эффективность вытеснения нефти раствором ПАВ.
Предметом исследования в данной работе является эффективность вытесняющей способности растворами ПАВ.
Цели и задачи исследований. Целью настоящих исследований является возможность повышения эффективности разработки месторождений высоковязких нефтей с применением поверхностно-активных веществ. Увеличение коэффициента извлечения высоковязкой нефти в условиях неоднородных по проницаемости пластов должно обеспечиваться за счет внедрения технологии закачки поверхностно-активных веществ (ПАВ).
В задачи исследований входило:
изучить методы увеличения нефтеотдачи пластов терригенных пород;
разработка новых технологий повышения нефтеотдачи за счет воздействия на пласт путем регулирования неионогенных ПАВ;
изучить механизм вытеснения нефти из пористой среды с применением ПАВ
определить поверхностное натяжение раствора поверхностно-активного вещества Неонол АФ9-12 разных концентраций;
определить межфазное натяжение раствора поверхностно-активного вещества Неонол АФ9-12 разных концентраций.
Научная новизна. Проведено исследование качества неионогенного поверхностно-активного вещества (НПАВ) Неонол АФ9-12. Преимущество НПАВ заключается в его совместимости с водами высокой минерализации и значительно меньшей адсорбции по сравнению с ионогенными ПАВ.
Проведено исследование вытесняющей способности раствора поверхностно-активного вещества (ПАВ) АФ9-12.
1. Общие положения
.1 Развитие методов увеличения нефтеотдачи (МУН) в России
При всех достоинствах освоенного промышленностью метода заводнения нефтяных залежей как метода наиболее полного извлечения нефти он, тем не менее, уже не обеспечивает необходимую конечную степень извлечения нефти из пластов, особенно в условиях неоднородных пористых сред и повышенной вязкости нефти, когда достигается относительно низкий охват пластов заводнением. После окончания разработки нефтяных месторождений в недрах остается от 40 до 80 % запасов нефти. Остаточная нефть в основном находится в таком состоянии, что доизвлечение ее обычными методами разработки затруднительно.
Как известно, различают остаточную нефть двух типов. Первый тип представляет собой не вовлеченную в процесс фильтрации нефть, сосредоточенную в застойных и недренируемых зонах и пропластках, не охваченных воздействием вытесняющих агентов. Причинами возникновения так называемых «целиков» нефти являются в первую очередь проницаемостная неоднородность пласта и низкий охват пласта заводнением и сеткой скважин. Промысловыми исследованиями установлено, что при различии проницаемостей двух пропластков, разделенных глинистой перемычкой, в 5 раз и более, вода практически не поступает в низкопроницаемые пропластки, в результате чего нефть остается не вовлеченной в разработку. Очевидно, что остаточная нефть этого типа по составу практически ничем не отличается от вытесняемой, поскольку она не взаимодействует с закачиваемыми флюидами.
Другой тип остаточной нефти представляет собой нефть, оставшуюся в частично промытых объемах пласта. Согласно характеру изменения фазовых проницаемостей, при высоких значениях водонасыщенности (большой степени выработки коллектора) нефть становится практически неподвижной. Для этого типа нефти большую роль играют взаимодействия в системе порода - нефть и закачиваемые флюиды, в частности, характер смачиваемости поверхности породы. Состав этого типа остаточной нефти отличается от состава нефти в начале разработки.
В работе приводятся кривые вытеснения и диаграммы фазовых проницаемостей для нескольких месторождений Западной Сибири и Урало-Поволжья, сложенных карбонатными породами и песчаниками с различной смачиваемостью. Оказывается, состав и свойства остаточной нефти значительно зависят от характера смачиваемости поверхности пор пород.
При вытеснении нефти из гидрофильной пористой среды реализуется режим вытеснения, близкий к «поршневому», когда до 90 % нефти добывается в безводный период. В свою очередь, водный период для гидрофильных горных пород непродолжителен, и при закачке 0,5-1,5 поровых объемов воды достигается предельная обводненность добываемой продукции. Связанная вода образует пленку по всей поверхности породы, а остаточная нефть преимущественно сосредоточена в крупных порах. Фильтрация воды происходит в первую очередь по мелким и средним капиллярам, нефть из которых выталкивается в виде капель в более крупные капилляры. Остаточная нефтенасыщенность в этом случае представлена капиллярно-защемленной нефтью.
В гидрофобной пористой среде, напротив, вода сосредоточена в центре крупных пор, а нефть образует пленку на поверхности породы. При вытеснении вода формирует непрерывные каналы через крупные и средние капилляры, а толщина нефтяных пленок постепенно уменьшается. Процесс вытеснения для гидрофобных коллекторов характеризуется коротким безводным и продолжительным водным периодом, для достижения предельной обводненности требуется закачка 6-10 поровых объемов воды. Остаточная нефть сосредоточена в пленке на поверхности породы, а также в мелких и тупиковых порах.
Наибольшие коэффициенты вытеснения нефти, превышающие 70 %, достигаются в коллекторах с промежуточной смачиваемостью, когда мелкие поры гидрофильны, а крупные - гидрофобны. В этом случае одновременно происходит вытеснение капель нефти, сосредоточенной в гидрофильных порах, и отмыв пленочной нефти в гидрофобных. Из-за наличия гидрофобных участков образуется значительно меньше капиллярно-защемленной нефти.
Формирование остаточной нефти в промытых зонах определяется также свойствами самой нефти. Компонентный состав, дисперсное строение, содержание тяжелых фракций, наличие полярных асфальтено-смолистых веществ являются факторами, влияющими на структурно-механические свойства капель и пленок нефти и на межфазное натяжение. В частности, содержание и структура асфальтенов и смол имеют принципиальное значение для процесса вытеснения, поскольку именно в этих компонентах сосредоточена большая часть полярных и поверхностно-активных веществ, оказывающих стабилизирующее воздействие на коллоидные системы и усиливающих адсорбцию нефти на поверхности породы.
Специфичность свойств нефтей с повышенным содержанием асфальтенов, смол и парафина, значительные молекулярные массы, наличие гетероэлементов, парамагнетизм, полярность, выраженные коллоидно-дисперсные свойства, возможность образования прочной структуры в нефти и проявления тиксотропных свойств привели к обособлению самостоятельного раздела по гидродинамике процессов разработки неньютоновских нефтей. Среди исследователей, работающих в этой области, можно назвать А.Х. Мирзаджанзаде, В.В. Девликамова, А.Т. Горбунова, И.М. Аметова, З.А. Хабибуллина, А.Г. Ковалева, М.М. Кабирова и др.
Применение заводнения по традиционным технологиям предопределяет закономерное и неизбежное обводнение пластов по мере их выработки. Большинство нефтяных месторождений многопластовые. При этом пласты различаются между собой по коллекторским свойствам, и при совместной их разработке не обеспечивается равномерное вытеснение нефти по всей залежи, что обусловливает формирование остаточной нефти в малопроницаемых прослоях и зонах.
Приведенные факторы существенно влияют на полноту выработки запасов нефти, т.е. на конечный коэффициент нефтеотдачи пластов и на условия рентабельной эксплуатации нефтяных месторождений. Так, среднепроектная нефтеотдача по месторождениям России не превышает 40-43 %.
Другими словами, около 57-60 % начальных запасов нефти останутся не извлеченными. Несмотря на отдельные высокие показатели коэффициентов нефтеотдачи, разработка значительной части нефтяных залежей во всех странах мира с точки зрения полноты выработки запасов нефти характеризуется как неудовлетворительная. Например, в странах Латинской Америки и Юго-Восточной Азии коэффициент конечной нефтеотдачи составляет 24-27 %, в Иране - 16-17 %в США, Канаде, странах Западной Европы, Саудовской Аравии - 33-37 %.
Остаточные запасы (неизвлекаемые) нефти достигают в разных странах в среднем 55-85 % от первоначальных геологических запасов. Еще в более широком диапазоне (30-90 %) изменяются остаточные запасы по отдельным разрабатываемым месторождениям.
Острота проблемы увеличения нефтеотдачи пластов обусловлена тем обстоятельством, что при неуклонном спаде добычи нефти, истощении легко доступных активных запасов, расположенных в благоприятных природно-геологических условиях, в стране практически отсутствуют эффективные технологии по разработке трудноизвлекаемых запасов нефти.
Имеющиеся инженерные решения в этом направлении в основном носят поисковый характер и, как правило, имеют ряд серьезных ограничений.
Доля активных запасов в стране, оцененная рядом авторов, не превышает 50 % от общего объема остаточных запасов нефти. Следовательно, перспектива всей нефтедобывающей отрасли и научных изысканий, в частности, связана с совершенствованием разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти.
Решение проблемы повышения эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами связано с созданием новых и усовершенствованием существующих физико-химических методов, обеспечивающих более полное извлечение нефти и уменьшение объемов добычи попутной воды. В связи с этим важное значение приобретают методы регулирования разработки месторождений, вступающих в позднюю стадию, с высокой выработкой запасов и значительной обводненностью добываемой продукции.
В СССР и России начиная с 50-х годов стали настойчиво искать способы повышения эффективности заводнения нефтяных месторождений и увеличения конечной нефтеотдачи пластов.
В начале повышение эффективности заводнения осуществлялось в основном изменением схемы размещения водонагнетательных скважин (законтурное, осевое, блоковое, очаговое, избирательное, площадное и др.). Много внимания уделялось оптимизации давления нагнетания воды, выбору объектов разработки, повышению эффективности заводнения за счет рационального размещения добывающих скважин и др.
Результаты применения повышенных давлений на линии нагнетания, близких к горным, показали, что с увеличением перепада давления между пластом и скважиной происходит увеличение работающей толщины и коэффициента гидропроводности пласта. Среднее увеличение работающей толщины пласта при росте давления с 11 до 15 МПа составляет около 20 %.
В начале 60-х годов стали усиленно изучать методы улучшения нефтевытесняющей способности воды за счет добавки различных активных агентов. В качестве таких агентов стали исследовать и применять углеводородный газ, полимеры, поверхностно-активные вещества, щелочи, кислоты и др. Эти методы были направлены на устранение или уменьшение отрицательного влияния капиллярных сил и сил адгезии, удерживающих нефть в заводненных объемах пластов.
К этим способам относятся применение слабоконцентрированных растворов водорастворимых ПАВ, щелочей и полимеров, циклическое воздействие на пласт, изменение направления потоков жидкостей и другие, увеличивающие нефтеотдачу на 2-8 %. К наиболее высокопотенциальным относятся методы вытеснения высоковязкой нефти паром, внутрипластовым горением и маловязкой нефти мицеллярными растворами, увеличивающими нефтеотдачу на 15-20 %. Эффективность метода вытеснения нефти углекислым и углеводородным газами, совмещенного с заводнением, занимает промежуточное положение (5-15%).
С ростом обводненности добываемой жидкости эффективность приведенных выше МУН снижается и при высокой обводненности они становятся малоэффективными. Поэтому масштабы их применения к 1992- 1993 гг. сократились.
Неоднородность продуктивных пластов по проницаемости, как было показано в предыдущих разделах, обусловливает то, что закачиваемая для ППД вода проходит по наиболее проницаемым пропласткам и слоям, оставляя не выработанными менее проницаемые прослои. Разработка продуктивных пластов системой скважин в условиях неоднородных пластов ведет к образованию застойных зон между скважинами (в том числе и в высокопродуктивных пластах), обусловливаемому гидродинамикой процессов вытеснения и распределением поля давлений в системе скважин. В таких измененных геолого-промысловых условиях разработки продуктивных пластов основным условием повышения эффективности их эксплуатации становится значительное снижение проницаемости обводненных наиболее проницаемых прослоев пласта с тем, чтобы направить закачиваемую воду в менее проницаемые малообводненные прослои, а также изменить распределение поля давлений с целью охвата заводнением застойных зон. В связи с этим были начаты и получили развитие лабораторные и промысловые исследования, направленные на разработку методов увеличения коэффициента охвата пластов воздействием закачиваемой водой.
Одной из первых технологий увеличения коэффициента охвата пласта воздействием на поздней стадии разработки явилась закачка в высокообводненные послойно-неоднородные пласты полимердисперсных систем (ПДС), когда последовательно закачивали слабоконцентрированные растворы полимера и глинистой суспензии. В дальнейшем появилось большое количество технологий на основе использования полимеров, щелочей и ПАВ, основанных на осадко-гелеобразовании в высокообводненных пластах. Одним из ранних методов было применение полиакриламида со сшивателем (ацетат хрома) и простых эфиров целлюлозы. Закачка растворов этих реагентов и систем сравнительно больших объемов (200-500 м3 на 1 м толщины пласта) позволяет снизить проницаемость высокопродуктивных хорошо промытых прослоев пласта на достаточно большом расстоянии от нагнетательной скважины. Используя идею снижения проницаемости наиболее высокопроницаемых и хорошо промытых зон пласта путем создания в пористой среде неподвижных гелей и кольматирования осадкообразующими системами, начали прменять более доступные и менее дорогостоящие реагенты и их композиции (жидкий нефелин, алюмохлорид, щелочные стоки производства капролактана, древесную муку, отработанную щелочь, различные вторичные материальные ресурсы (BMP) и др.). Вслед за гелеосадкообразующими системами начали закачивать реагенты и их композиции, улучшающие нефтевытесняющие свойства воды. Все эти методы можно рассматривать как модификации способов, основанных на использовании осадкогелеобразующих и полимердисперсных систем.
Наряду с закачкой больших объемов растворов химреагентов в последние годы начали закачивать сравнительно небольшие объемы химических реагентов, которые ведут к так называемому направленному изменению свойств призабойной зоны пласта. Одним из таких методов является применение вязкоупругих составов, представляющих собой растворы полиакриламида с повышенным содержанием сшивателя и других химических продуктов.
При разработке монолитных пластов с резкой неоднородностью по проницаемости или при наличии в разрезе двух или более пластов (пропластков) получают применение биополимеры, гипан + жидкое стекло, управляемая гелевая система (жидкое стекло + соляная кислота), резиновая крошка, кремнийорганический продукт и другие.
В терригенных коллекторах, представленных большим количеством малопроницаемых пластов со значительным содержанием глинистых материалов, нефть вырабатывается слабо. Для их активного вовлечения в эксплуатацию разработаны различные методы: декольматация, разглинизация, воздействие на призабойную зону пласта различными волновыми и другими физическими методами в сочетании с применением химических реагентов, например, акустико-химическое воздействие (АХВ), комплексное химико-депрессионное воздействие (КХДВ). Все большее применение находят физические методы: термобароимплозионное воздействие (ТБИВ), депрессионная перфорация (ДП), сейсмоакустическое воздействие. Эти методы применяются в нагнетательных скважинах для увеличения приемистости и выравнивания профиля приемистости, а также увеличения дебитов добывающих скважин.
В последние годы получают развитие методы увеличения нефтеотдачи с применением микроорганизмов. Их перспектива связана, в первую очередь, с простотой реализации, минимальной капиталоемкостью и экологической безопасностью.
Биотехнологические процессы в области увеличения нефтеотдачи пластов можно использовать в двух главных направлениях. Во-первых, это производство на поверхности реагентов для закачки в пласты по известным технологиям. К этому классу веществ относятся биополимеры, диоксид углерода, некоторые ПАВ, растворители, эмульгаторы и т.д. И, во-вторых, использование для улучшения условий нефтевытеснения продуктов микробиологической жизнедеятельности, получаемых непосредственно в нефтеводогазосодержащих пластах.
В последние годы, благодаря созданию мощных источников вибрации и теоретической разработке основ процессов локализации и накопления энергии в заданных точках, стало возможным приступить к созданию технологий увеличения нефтеотдачи пластов, особенно истощенных в процессе разработки традиционными методами. Механизм воздействия механических волн на пластовые системы и технические средства для его реализации изучаются отечественными и зарубежными авторами.
Предварительные результаты промысловых исследований показывают, что имеющиеся технические средства позволяют осуществлять воздействие целенаправленно на определенные участки пласта, охватывая весь его объем от призабойных зон скважин до наиболее удаленных участков нефтяной залежи. Это возможно при одновременном использовании нескольких поверхностных и скважинных источников вибрации. Существуют источники, основанные на различных принципах создания вибрации и передачи ее земной толще. Группирование наземных и скважинных генераторов вибрации позволяет фокусировать колебания и за счет интерференции осуществлять мощное воздействие в той или иной точке пласта. При этом недостатки тех или других генераторов как бы устраняются, а преимущества используются более полно, о чем свидетельствует мировой опыт.
Как видно из приведенного краткого обзора, за последние годы исследователями в содружестве с промысловыми инженерами выполнены значительные работы по созданию новых технологий увеличения нефтеотдачи пластов, достаточно эффективные в условиях высокой обводненности нефтяных залежей.
Анализ результатов промысловых испытаний новых способов увеличения нефтеотдачи заводненных пластов показывает, что для залежей, находящихся на поздней стадии разработки, наиболее перспективными являются физико-химические, гидродинамические, волновые и микробиологические методы воздействия на пласт. Применение указанных методов воздействия на обводненные пласты может привести к повышению коэффициента вытеснения нефти из пористой среды или к увеличению коэффициента охвата воздействием закачиваемой водой, или одновременному увеличению как коэффициента вытеснения, так и охвата воздействием.
Таким образом, МУН пластов на поздней стадии заводнения залежей можно разделить на три группы:
методы, направленные на увеличение коэффициента вытеснения нефти из пористой среды путем улучшения нефтеотмывающих свойств закачиваемой воды;
методы, направленные на повышение охвата залежи воздействием воды;
методы комплексного воздействия на залежь, позволяющие одновременно увеличить как коэффициент вытеснения нефти, так и охват пласта воздействием.
Методы увеличения коэффициента вытеснения нефти с использованием различных химических продуктов применяются на начальных стадиях разработки месторождений. Основное внимание уделяется увеличению коэффициента вытеснения с применением ПАВ, щелочей, кислот и растворителей. В данном направлении достигнуты определенные успехи.
При использовании второй группы методов, основанных на повышении фильтрационного сопротивления обводненных зон нефтеводонасыщенного коллектора, применяют полимеры, полимеры со сшивателями, полимердисперсные системы (ПДС), коллоидно-дисперсионные системы (КДС), волокнисто-дисперсные системы (ВДС) и другие осадко-гелеобразующие композиции. Эти методы наиболее широко начали применяться на поздней стадии разработки месторождений, что связано со снижением эффективности гидродинамических и ряда физико-химических методов на основе ПАВ, кислот и щелочей.
Комплексное воздействие на нефтеводонасыщенный коллектор достигается при использовании следующих технологий:
закачка алкилированной серной кислоты (АСК);
щелочно-силикатное и щелочно-полимерное заводнение, применение тринатрийфосфата;
комбинированные технологии, основанные на закачке ПДС с поверхностно-активными веществами и щелочами, ПДС - СТА (стабилизированный тощий абсорбент) и др.;
методы, основанные на совместной закачке полимеров, ПАВ, кислот, щелочей и растворителей;
совместное использование физических методов (акустическое воздействие, вибровоздействие) и нефтевытесняющих агентов;
гидродинамические МУН.
Исходя из этих соображений А.А. Газизов в соавторстве с А.Ш. Газизовым и С.Р. Смирновым предложили классификацию МУН, перспективных для применения в условиях высокой обводненности нефтяных залежей по механизму воздействия на залежь и остаточную нефть.
Классификация физических и физико-химических МУН, применяемых при высокой обводненности нефтяных залежей:
применение водорастворимых ПАВ;
применение нефтерастворимых ПАВ;
совместное применение водорастворимых и нефтерастворимых ПАВ;
мицеллярные растворы;
композиции углеводородов и ПАВ;
щелочное заводнение.
Увеличение коэффициента охвата воздействием:
применение полимеров и биополимеров;
применение полимеров со сшивателями;
вязкоупругие системы (ВУС);
полимердисперсные, волокнисто-дисперсные и коллоидно-дисперсные системы (ПДС, ВДС, КДС и др.);
гелеобразующие системы на основе кремнеорганических соединений, жидкого стекла, алюмохлорида, алюмосиликатов и др.
Методы комплексного воздействия:
гидродинамические МУН;
полимеры с щелочами;
ПДС с ПАВ и ЩСПК;
силикатно-щелочное воздействие;
волновое воздействие;
микробиологические МУН.
1.2 Краткие сведения о ПАВ
Под ПАВ понимают химические соединения, способные вследствие положительной адсорбции изменять фазовые и энергетические взаимодействия на различных поверхностях раздела жидкость - воздух, жидкость - твердое тело, нефть - вода. Поверхностная активность, которую в определенных условиях могут проявлять многие органические соединения, обусловлена как химическим строением, в частности, дифильностью (полярностью и поляризуемостью) их молекул, так и внешними условиями: характером среды и контактирующих фаз, концентрацией ПАВ, температурой.
Поверхностно-активные вещества - вещества с асимметричной молекулярной структурой, молекулы которых содержат один или несколько гидрофобных радикалов и одну или несколько гидрофильных групп. Такая структура обуславливает поверхностную активность молекул поверхностно-активных веществ, т.е. способность концентрироваться на межфазных поверхностях раздела, тем самым изменяя свойства системы.
Гидрофильной частью служит карбоксильная (COO-), сульфатная (- OSO3-) и сульфонатная (- SO3-) группы, а также группы -СН2-СН2-О-СН2СН2 - или группы, содержащие азот. Гидрофобная часть состоит преимущественно из парафиновой цепи, прямой или разветвленной, из бензольного или нафталинового кольца с алкильными радикалами. Так как адсорбционная способность органических веществ растет с длиной углеводородных цепей, то к типичным, особенно эффективным ПАВ относятся более высокие члены гомологических рядов, содержащие 10-18 атомов углерода в молекулах.
Термины гидрофильный и гидрофобный характеризуют взаимодействие между поверхностно-активным веществом и водой. Но в настоящее время, когда, кроме водной среды, поверхностно-активные вещества применяются и в других средах, термины гидрофильный и гидрофобный, отражающие взаимодействие вещества только с водой, являются недостаточными. На IV Международном конгрессе по поверхностно-активным веществам были предложены обобщающие термины: эндофильный и экзофильный.
Эндофильность соответствует случаю, когда взаимодействие всей или части молекулы вещества с молекулами рассматриваемой фазы более сильное, чем взаимодействие между молекулами (или частью их) вещества. В противоположном случае имеет место экзофильность.
Обычно ПАВ представляют собой органические вещества, содержащие в молекуле углеводородный радикал и одну или несколько полярных групп.
Согласно ионной классификации Шварца и Перри, принятой в 1960 г. на III Международном конгрессе по ПАВ в Кельне, все ПАВ по химической природе делят на неионогенные, т. е. не диссоциирующие на ионы (НПАВ) в водных растворах, и ионогенные, которые в воде распадаются на ионы, как обычные электролиты. Ионогенные ПАВ, в свою очередь, подразделяют на анионактивные (АПАВ), катионактивные (КПАВ), амфотерные и цвиттер-ионные.
Ионогенные ПАВ в водном растворе диссоциируют: анионные - с образованием отрицательно заряженных поверхностно-активных ионов; катионные - с образованием положительно заряженных поверхностно-активных ионов; амфолитные - с образованием соединений, которые в зависимости от характера среды обладают анионо- или катионоактивным характером. Неионные ПАВ в водном растворе не образуют ионов. Их растворимость обусловлена функциональными группами, имеющими сильное сродство к воде.
В отдельную группу выделяются высокомолекулярные (полимерные) ПАВ, состоящие из большого числа повторяющихся звеньев, каждое из которых имеет полярные и неполярные группы.
По растворимости в воде и маслах ПАВ подразделяют на три группы: водо-, водомасло- и маслорастворимые.
Водорастворимые ПАВ состоят из гидрофобных углеводородных радикалов и гидрофильных полярных групп, обеспечивающих растворимость всего соединения в воде. Характерная особенность этих ПАВ - их поверхностная активность на границе раздела вода - воздух.
Водомаслорастворимые ПАВ применяют в основном в системах нефть - вода. Гидрофильные группы в молекулах таких веществ обеспечивают их растворимость в воде, а достаточно длинные углеводородные радикалы - растворимость в углеводородах.
Маслорастворимые ПАВ не растворяются и не диссоциируют (или слабо диссоциируют) в водных растворах. Помимо разветвленной углеводородной части значительной молекулярной массы, обеспечивающей растворимость в углеводородах, маслорастворимые ПАВ часто содержат гидрофобные активные группы. Как правило, эти ПАВ слабо поверхностно-активны на границе раздела жидкость - воздух.
Вопрос о применении ПАВ для увеличения нефтеотдачи также решался неоднозначно на разных этапах развития внедрения МУН. После 80-х годов XX века, когда была подвергнута научному сомнению состоятельность заводнения с неионогенными ПАВ (НПАВ), потребовалось еще почти два десятилетия для того, чтобы доказать, что применение ПАВ не только один из наиболее эффективных методов повышения нефтеотдачи, но и то, что заводнение с НПАВ дает максимальный эффект, если внедряется с начала разработки. Этот вывод подтвержден результатами промысловых испытаний на опытных участках некоторых площадей Ромашкинского нефтяного месторождения.
Сегодня уже нет никаких сомнений в том, что применение ПАВ в различных технологиях повышения нефтеотдачи пластов является наиболее предпочтительным с точки зрения сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов, влияния на процесс подготовки и транспортирования нефти. Это определяется многоплановым механизмом действия ПАВ:
Добавка ПАВ в воду снижает межфазное натяжение воды на границе с нефтью. При низком межфазном натяжении капли нефти легко деформируются и фильтруются через сужения пор, что увеличивает скорость их перемещения, в пласте. К тому же при концентрации ПАВ выше ККМ (критической концентрации мицеллообразования) низкое значение межфазного натяжения на границе «раствор - нефть» будет способствовать солюбилизации нефтяных компонентов в растворе ПАВ.
Добавка ПАВ в воду за счет снижения поверхностного натяжения уменьшает краевые углы смачивания, т.е. увеличивает смачиваемость породы водой. Гидрофилизация в совокупности со снижением межфазного натяжения приводит к сильному ослаблению адгезионных взаимодействий нефти с поверхностью породы.
Водные растворы ПАВ проявляют моющее действие по отношению к нефти, покрывающей поверхность породы тонкой пленкой, способствуя разрыву пленки нефти. Адсорбируясь на поверхности раздела нефти с водой и вытесняя активные компоненты нефти, создающие на поверхности раздела адсорбционные слои с высокой прочностью, ПАВ облегчают деформацию менисков в порах - капиллярах пласта. Все это, увеличивает глубину и скорость капиллярного впитывания воды в нефтенасыщенную породу. Под действием ПАВ интенсивнее происходит диспергирование нефти в воде, причем ПАВ стабилизируют образующуюся дисперсию. Размеры нефтяных капель уменьшаются. Вероятность их коалесценции и прилипания к твердой поверхности снижается. Это ведет к значительному повышению относительной фазовой проницаемости пористой среды для нефти и воды.
Лучшее вытеснение нефти водой, содержащей ПАВ, связано также с сильным влиянием ПАВ на реологические свойства нефти. Введение ПАВ в нефть приводит к изолированию микрокристаллов парафинов и разрушению пространственной структуры, образуемой ими, а также к внедрению ПАВ в ассоциаты асфальто-смолистых веществ, следствием чего является снижение степени агрегирования АСВ (асфальто-смолистых веществ) в растворе низкомолекулярных углеводородов и уменьшение вязкости нефти.
Начало применения ПАВ в нефтепромысловой практике относится к 50-ым годом XX века.
За прошедшие 50 лет сложился широкий спектр ПАВ, применяемых для увеличения нефтеотдачи: сульфонолы; сульфоэтоксилаты ОЭАФ , алкилсульфоиаты, реагенты ряда ОП (ОП-4, ОП-10) оксиэтилированные алкилфенолы (неонолы АФ9-4, АФ9-6, АФ9-10, АФ9-12) и др. Причем первоначально указанные ПАВ использовались индивидуально, а теперь преобладает применение композиций ПАВ, обладающих синергическим эффектом совместного действия АПАВ и НПАВ, таких как композиция «Сепавет» фирмы ВА8Р , маслорастворимые и водорастворимые ПАВ «Нефтенол», технология «СНО АН МФК». Также известны технология на основе композиции Нефтенола НЗ «ЗАО Химеко-ГАНГ», композиция СНПХ-95 ОАО «НИИНефтепромхнм» и т.п. Технологии данного типа осуществляются путем использования составов, содержащих разные классы ПАВ, которые при введении в воду позволяют снизить межфазное натяжение на границе, обладают высокой солюбилизирующей способностью, образуют на границе с углеводородом микроэмульсионную фазу и не дают устойчивых, плохо разрушающихся эмульсий.
Первые попытки применения эмульсий в нефтяной промышленности были предприняты в начале 70-х годов, но из-за дороговизны реагентов и ограниченного ассортимента ПАВ эмульсионные системы нашли ограниченное применение . Известно множество составов эмульсионных систем, однако в основном они отличаются только классом и концентрацией поверхностно-активных веществ (ПАВ). Использовавшиеся ранее ПАВ-стабилизаторы эмульсий были представлены ионогенным классом, применение которого ограничивалось минерализацией воды, используемой для приготовления растворов, а также минерализацией пластовой воды. К ПАВ этого класса можно отнести нефтяные сульфонаты. Для устранения отрицательного влияния минерализации воды на устойчивость эмульсионных составов в качестве эмульгаторов и стабилизаторов эмульсий было предложено использование неионогеиных ПАВ, оксиэтилнрованных продуктов, таких как оксиэтшшрованные алкилфенолы (неонолы), окспэтилированиые высшие спирты и др.
Примером такой композиции является разработка фирмы «Хёхст» -«Додифлад V-3100». В эмульсионных составах в качестве углеводородной дисперсионной среды, как правило, используются легкие (гексановая. дизельная) фракции нефти. Вместе с тем, содержание водной фазы в этих системах было незначительным, поэтому вязкость полученных эмульсионных систем также была ограниченна.
Разработанные технологии эмульсионного воздействия, как правило, рекомендцются для применения - в песчанистых пластах, где обычное заводнение было успешным, но уже исчерпало себя; или на карбонатных залежах при использовании в качестве эмульгаторов ПАВ неионогенного класса. Однако все разработанные составы имеют ряд ограничений по плотности и вязкости нефти (малая и средняя), по проницаемости коллектора (средняя и высокая) и по достаточно высокой остаточной нефтенасыщенности (не менее 25-30 %). Были проведены единичные испытания эмульсионного метода на коллекторах, представленных тяжелыми нефтями, где также наблюдается прирост нефтеизвлечения, хотя для этого необходим больший перепад давления при закачке.
Наиболее широкое применение в технологии повышения нефтеотдачи нашли неионогенные поверхностно-активные вещества (НПАВ).
Этот вид ПАВ насчитывает более 50 веществ различных групп. Среди них наибольшее распространение получили оксиэтилированные изононилфенолы типов ОП-10, АФ9-4, АФ9-6, АФ9-10, АФ9-12, в основном из-за больших объемов их промышленного производства.
По мнению многих исследователей, преимущество НПАВ заключается в их совместимости с водами высокой минерализации и значительно меньшей адсорбции по сравнению с ионогенными ПАВ. Однако многолетний опыт применения индивидуальных ПАВ типа ОП-10 для увеличения нефтеотдачи не дал однозначных результатов и др. Об эффективности применения НПАВ, как метода увеличения нефтеотдачи, существуют различные мнения, как положительные, так и отрицательные.
С позиций сегодняшнего дня это можно объяснить слабой поверхностной активностью на границе раздела нефть - вода, незначительными нефтеотмывающими свойствами, большими потерями в пласте, неопределенностями в оценке технологической эффективности метода по промысловым данным. Кроме того, метод далек от универсальности. Он может эффективно использоваться в строго определенных геолого-физических условиях, о чем свидетельствует многолетний опыт (с 1971 г.) применения ПАВ в Татарстане для повышения нефтеотдачи пластов залежей терригенного девона. По объемам внедрения метод заводнения с применением ПАВ в объединении Татнефть занимает второе место после закачки серной кислоты. На месторождениях Татарстана закачано около 60 тыс. т водорастворимых и около 20 тыс. т маслорастворимых ПАВ. Только на Ромашкинском месторождении за счет закачки ПАВ добыто более 3 млн. т нефти, или 47,5 т на 1 т ПАВ.
Многочисленные экспериментальные исследования, выполненные в ТатНИПИнефти, показали, что применение концентрированных растворов ПАВ в условиях первичного вытеснения нефти из моделей терригенных пород существенно улучшает процесс вытеснения нефти. Максимальный прирост коэффициента вытеснения по сравнению с водой составил 2,2-2,7 % . Несколько большее значение прироста коэффициента вытеснения, равное 3,5-4 %, было получено при использовании моделей малопроницаемых пористых сред.
В экспериментах по вытеснению остаточной нефти из моделей терригенных пород с использованием дисперсий маслорастворимых ПАВ, выполненных в УНИ и ВНИПИнефтепромхим, была показана возможность существенного улучшения доотмыва остаточной нефти после обычного заводнения. Промысловые испытания этой технологии на опытном участке Ташлиярской площади Ромашкинского месторождения позволили дополнительно получить 24 тыс. т нефти, или 60 т на 1 т ПАВ. По этой технологии для довытеснения остаточной нефти была закачана водная дисперсия маслорастворимого ПАВ АФ9-6. Приготовленная на поверхности водная дисперсия с концентрацией до 10 % представляла собой микроэмульсию прямого типа. Средняя обводненность добываемой жидкости из скважин опытных участков составляла 83-95 %. В других геолого-физических условиях, например Башкирии, промысловый эксперимент, проводимый на Арланском месторождении с 1967 г. по технологии долговременного дозирования низкоконцентрированных растворов ОП-10, не дал ожидаемых положительных результатов. Несмотря на то, что в пласты опытного объекта было закачано более одного порового объема 0,05 % раствора ОП-10, систематический контроль за содержанием ПАВ в продукции добывающих скважин не выявил заметных концентраций ПАВ. Значительные потери активного вещества в пласте многие авторы связывают с адсорбционными и деструкционными процессами, происходящими после закачки ПАВ в пласт.
1.3 Современные представления о механизме вытеснения нефти из пористой среды с применением ПАВ
В процессе вытеснения нефти поверхностно-активные вещества оказывают влияние на следующие взаимосвязанные факторы: межфазное натяжение на границе нефть - вода и поверхностное натяжение на границах вода - порода и нефть - порода, обусловленное их адсорбцией на этих поверхностях раздела фаз. Кроме того, действие поверхностно-активных веществ проявляется в изменении избирательного смачивания поверхности породы водой и нефтью, разрыве и отмывании с поверхности пород пленки нефти, стабилизации дисперсии нефти в воде, приросте коэффициентов вытеснения нефти водной фазой при принудительном вытеснении и при капиллярной пропитке, в повышении относительных фазовых проницаемостей пористых сред.
Пленочная нефть может покрывать гидрофобную часть поверхности пор пласта в виде тонкого слоя, либо в виде прилипших капель, удерживаемых силами адгезии Wa. Работа силы адгезии, необходимая для удаления пленочной нефти с единицы поверхности пор в водную фазу, заполняющую поры, определяется уравнением Дюпре
нефтеотдача терригенный порода неонол
Wa = σ + σвп - σнп,
где σ, σвп, σнп - свободная поверхностная энергия границ раздела фаз нефть - вода, вода - порода и нефть - порода соответственно.
Добавка к воде поверхностно-активных веществ приводит к изменению соотношения значений свободной поверхностной энергии благодаря адсорбционным процессам ПАВ на межфазных границах раздела. При этом межфазное натяжение, как правило, уменьшается.
Адсорбция ПАВ на гидрофобных участках поверхности пор, которые могут существовать в результате хемосорбции некоторых компонентов нефти, приводит к снижению ОВП и увеличению АНП в соответствии с правилом ориентации дифильных молекул. Данные обстоятельства и способствуют отделению нефти от поверхности.
На гидрофильных участках поверхности пор адсорбция ПАВ наоборот приводит к увеличению ОВП и снижению АНП, т. е. к непроизводительным потерям ПАВ, и способствует прилипанию капель нефти к этим участкам.
Таким образом, для гидрофобных поверхностей ПАВ должны проявлять высокую поверхностную активность на границе раздела сред нефть - вода и вода - порода и ограничивать адсорбцию на гидрофильных участках поверхности пород.
Капиллярно-удерживаемая нефть в обводненных пластах заполняет пространство в виде капель или участков, разделенных пространством, заполненным водой.
На границах раздела существуют мениски, создающие капиллярное давление
где n - число менисков; - эффективные радиусы кривизны менисков;
«+» - означает противоположное направление давления выпуклых и вогнутых менисков по отношению к потоку.
В неподвижном состоянии противоположно направленные давления менисков компенсируются. В вытесняющем потоке под действием перепада внешнего давления мениски деформируются по закону упругости так, что возникает составляющая капиллярного давления, направленная противоположно потоку, наблюдается эффект Жамена
pI = Σ2σ (1/Ri - 1/ Rj),
где Ri, Rj - эффективные радиусы кривизны выпуклых и вогнутых (к потоку) менисков соответственно.
Основной механизм в процессах добычи нефти с применением ПАВ заключается в снижении поверхностного натяжения на границе раздела вытесняющей и вытесняемой жидкостей до очень низких значений, при которых капиллярно-удерживаемая нефть становится подвижной.
Габер, Мелроуз, Бардон и Лонжерон исследовали влияние, так называемого безразмерного капиллярного числа, на снижение остаточной нефтенасыщенности. Капиллярное число выражалось уравнением
где µв - динамическая вязкость воды;
ν - линейная скорость фильтрации; - пористость; - свободная поверхностная энергия границ раздела вода - нефть.
Экспериментально показано, что для достижения значительного снижения остаточной нефтенасыщенности капиллярное число должно быть не менее 10-3. Для сравнения заметим, что при обычном заводнении указанный параметр имеет значение 10-6. Следовательно, значение поверхностного натяжения должно быть снижено в 1000 раз, чтобы увеличить значения капиллярного числа до 10-3.
В работах отмечено, что состояние глобул нефти в поровом пространстве определяет критическое значение фильтрационных параметров, равное Δр r / 2σ, здесь Δр - перепад давлений; r - радиус канала фильтрации; σ - поверхностное натяжение. При значениях Δр r / 2σ ниже критических глобул нефть сохраняет равновесный размер и не может быть вытеснена из поры. Для эффективного вытеснения нефти необходимо превышение критического значения градиента давления или уменьшение поверхностного натяжения. Анализ уравнения Лапласа для глобулы нефти, содержащейся в единой поре, показал, что падение давления вдоль поры напрямую зависит от геометрии поры, поверхностного натяжения и фильности породы.
Для вытеснения нефти из гидрофобного коллектора требуется достижение либо большего перепада давления, чем для гидрофильного, либо большего снижения поверхностного натяжения. В зависимости от природы нефтенасыщенного порового пространства требуется достижение различных значений межфазного натяжения. В работе приведены результаты расчетов, выполненные В. В. Суриной. Так, для гидрофобного карбонатного коллектора межфазное натяжение равно 0,002 мН/м, для гидрофильного - 0,974 мН/м, а для терригенного гидрофильного коллектора - 0,0825 мН/м.
Итак, достижение заметного увеличения коэффициента вытеснения нефти за счет снижения межфазного натяжения с применением доступных промышленных ПАВ возможно в гидрофильных карбонатных коллекторах.
Смачивающую способность ПАВ общепринято оценивать значением краевого угла избирательного смачивания. Однако более строгим критерием смачивающей способности ПАВ является энергия взаимодействия нефти с поверхностью породы, определяемая как работа адгезии нефти
W= σ (l - cos θ),(1.5)
где σ - межфазное натяжение на границе раздела нефть - водная фаза;
θ - краевой угол избирательного смачивания.
Чем меньше краевой угол избирательной смачиваемости, тем выше работа адгезии нефти и, следовательно, лучше смачивающая способность ПАВ.
Изменение смачиваемости зависит от химического состава породы, первоначального состояния поверхности и от массового соотношения гидрофильно-липофильного баланса. По характеристике смачиваемости карбонатные породы более гидрофобны, чем терригенные, что связано с ионным типом связей в кристаллической решетке, способствующих активному взаимодействию полярных компонентов нефти с породой и ее гидрофобизации. При этом углы смачивания данных пород достигают 140-150°. Изменение смачиваемости твердой поверхности с гидрофобной на гидрофильную для карбонатных пород способствует улучшению отрыва пленок и капель нефти, увеличению их подвижности, активизации капиллярного впитывания.
При вытеснении нефти растворами ПАВ последние могут диффундировать в значительных количествах в нефть. ПАВ адсорбируются асфальтенами нефти. Дисперсность асфальтенов меняется, в результате изменяются реологические свойства нефти. Контактируя в пористой среде с нефтью, ПАВ способны переходить в нефть и существенно изменять ее свойства. Впервые в работах В.В. Девликамова и его учеников сообщалось о диффузии в нефть ПАВ из водных растворов. Диффузию ионогенных ПАВ заметить не удалось.
Экспериментально В.В. Девликамовым и его учениками изучалась диффузия ПАВ ОП-10 из водных растворов в нефть, содержащую 4 % асфальтенов и 14 % силикогелевых смол. Установлено, что в статических условиях, при длительном контакте одних и тех же навесок ПАВ и нефти, коэффициент распределения ПАВ превысил 2 через 100 ч. В динамических условиях (т.е. раствор ПАВ заменялся через 24 ч) за 500 ч содержание ПАВ в нефти в 3 раза превысило его концентрацию в водном растворе.
Хорошо известно, что в состав нефти входят углеводороды - парафины и различные комплексные соединения, такие как смолы, асфальтены, оказывающие сильное влияние на вязкость нефти. Более того, нефть, содержащая значительное количество асфальтенов, имеет непостоянную вязкость. При большом количестве парафинов в нефти ее вязкость тоже оказывается переменной, зависящей от скорости сдвига. Эти особенности реологических свойств нефти обусловлены коллоидным состоянием диспергированных в ней парафинов или асфальтенов. Течение таких жидкостей не подчиняется закону Ньютона и их принято называть аномальными.
Теми же авторами в работе изучалось влияние ПАВ на аномалии вязкости нефтей. Ими было определено влияние на реологические параметры нефти нефтерастворимых ПАВ типов ОП-4, «Серапол-29», «Стеарокс-4», Неонол. Установлено, что аномалии вязкости нефти уменьшают нефтеотдачу пластов, способствуют образованию застойных зон и зон малоподвижной нефти, где фактические градиенты пластового давления оказываются меньшими или сравнимыми с градиентами динамического давления сдвига.
Из рассмотренного следует, что при вытеснении нефти водными растворами НПАВ часть активного вещества переходит в нефть. В результате этого происходит подавление аномалий вязкости нефти, приводящее к увеличению коэффициента вытеснения нефти из пористой среды.
1.4 Исследования по оценке потерь, разрушения и распределения ПАВ при вытеснении нефти из терригенных и карбонатных пород
Одной из важнейших причин низкой эффективности применения ПАВ являются большие потери активного реагента в призабойной зоне пласта.
Исходя из современных представлений о процессах, происходящих в пласте при закачке растворов ПАВ, потери ПАВ связаны со следующими явлениями:
осаждение в результате взаимодействия с поливалентными ионами пластовой воды, входящими в состав глин и других минералов;
переход в неподвижную нефть;
адсорбция на породе;
химическое, биологическое и механическое разрушения (деструкция).
Если проявления первых двух факторов можно устранить простым подбором компонентов композиции, то на процессы адсорбции оказывать влияние значительно сложнее. Для снижения адсорбции требуются особые технологические приемы.
Адсорбция зависит от следующих факторов, характеризующих пластовую систему и состав закачиваемой рабочей композиции: химический состав породы-коллектора; средняя молекулярная масса ПАВ; рН пластовой воды и содержание двухвалентных ионов (кальций, магний); тип и химический состав ПАВ, состав пластовой нефти.
Для снижения адсорбции ПАВ в пласте могут быть использованы следующие технологические приемы:
правильный подбор средней молекулярной массы ПАВ;
изменение рН рабочей композиции с ПАВ;
предварительное подавление центров адсорбции на породе за счет закачки «жертвенных» реагентов.
Далее следует уточнить понятие адсорбции ПАВ в пласте. Под адсорбцией понимают процесс перехода растворенного вещества из объемной фазы в поверхностный слой, связанный с изменением поверхностной энергии слоя. Значение адсорбции определяет избыток массы (молекул) адсорбированного вещества на единицу поверхности слоя по сравнению с объемом . Слой, образованный на поверхности раздела раствора ПАВ с другой средой - воздухом, жидкостью или твердым телом, состоящий из адсорбированных молекул ПАВ и характеризующийся повышенной концентрацией по сравнению с их концентрацией в объемах обеих фаз, называется адсорбционным.
Вопросы адсорбции ПАВ весьма широко освещены во многих работах . Изучение процессов адсорбции ПАВ в разное время проводили многие видные ученые: из отечественных - П.А. Ребиндер, И.И. Кравченко, Г.А. Бабалян, А.Н. Фрумкин, Б.В. Ильин, П.Д. Шилов, из зарубежных - Нернст, Гаруа, Лангмюр и др. Адсорбционные явления представляют собой сложную совокупность физических, химических и физико-химических процессов. Природу адсорбции пытались описать многими теориями. Наиболее известны следующие: теория с позиций электрохимии, основанная на адсорбции полярных молекул, теория капиллярной конденсации; теория Юре - Гаркинса; теория молекулярной адсорбции Ленгмюра и др.
Известно, что на поверхности раздела между жидкостью и газом или несмешивающимися жидкостями происходит адсорбция благодаря тому, что ПАВ состоит из водо- и нефтерастворимой групп. Так как гидрофильная группа характеризуется большей растворимостью в воде, чем гидрофобная, молекулы ПАВ ориентируются на поверхности воздух - вода на нефтерастворимую группу в воздухе и водорастворимую в воде. В зависимости от эффективности ПАВ межфазовая поверхность превращается в контакт воздух - вода и нефть. При этом уменьшаются силы молекулярного притяжения и в итоге поверхностное натяжение.
Способность ПАВ к адсорбции на границе раздела между жидкостью и твердым веществом влияет существенным образом на смачиваемость породы. Этому факту можно дать следующее, достаточно широко распространенное объяснение. При воздействии катионных ПАВ положительная растворимая группа адсорбируется отрицательными частицами силикатов, при этом нефтерастворимой группе обеспечивается смачивание. При использовании анионных ПАВ отрицательно заряженная водорастворимая группа отталкивается отрицательно заряженными частицами силиката, в этом случае ПАВ незначительно адсорбируется на силикате (песок, глина).
Для карбонатных пород картина совершенно иная. Известняк характеризуется положительным зарядом поверхности при рН от 0 до 8 и отрицательным при рН > 9,5. Поэтому в основном известняки и доломиты имеют положительный поверхностный заряд. В случае применения анионоактивных ПАВ, имеющих отрицательный поверхностный заряд, водорастворимая группа должна адсорбироваться положительно заряженными карбонатными частицами. В результате нефтерастворимая группа оказывает влияние на смачиваемость.
Представляют интерес исследования, выполненные Т.Н. Максимовой с целью определения зависимости адсорбции НПАВ от длины пористой среды. Опыты проводились на насыпных водонасыщенных пористых средах с диаметром 1 см и длиной 1 и 3 м. В первой серии экспериментов использовался молотый кварцевый песок и ПАВ ОП-10, во второй - экстрагированный дезинтегрированный песчаник с размером зерен менее 0,22 мм, приготовленный из обломков кернового материала нескольких скважин Николо-Березовской площади и ПАВ Неонол АФ9-12.
Растворы НПАВ нужной концентрации готовились на модели воды с плотностью 1,10 г/см3. Объемный расход фильтрующейся жидкости составлял 6 см3/ч, температура опыта 23-25 °С. После достижения на выходе из пористой среды исходной концентрации НПАВ продолжали фильтрацию воды с целью изучения десорбции ПАВ.
Данные по адсорбции НПАВ, заимствованные из этой работы, приведены в Таблице 1.
Таблица 1 - Результаты определения адсорбции НПАВ
НПАВМассовая доля НПАВ в растворе, %Длина модели пористой среды, м13Адсорбировалось НПАВ, мг/гДесорбировалось НПАВ, мг/гАдсорбировалось НПАВ, мг/гДесорбировалось НПАВ, мг/г123456ОП-10 Неонол АФ9-120,05 0,10,51 1,190,38 1,00,23 1,020,13 0,78В обеих сериях опытов с увеличением длины пористой среды адсорбция НПАВ несколько снизилась. Передний фронт оторочки НПАВ проходит через более длинные пористые среды с некоторым опережением. Это, очевидно, свидетельствует о том, что на водонасыщенных пористых средах при небольших скоростях фильтрации процесс адсорбции НПАВ протекает в условиях, близких к равновесным, и длина пористой среды не играет существенной роли. Значение адсорбции, определенное при лабораторных исследованиях, будет значительно выше, чем в промысловых условиях.
Опыт закачки раствора ПАВ в пласты показывает, что фронт адсорбции реагента в пластах растянут. В этих условиях концентрация раствора ПАВ в скважинах будет возрастать медленно. Лабораторные исследования показывают, что при скоростях фильтрации, поддерживаемых при заводнении нефтяных залежей, зона адсорбции превышает область предельной адсорбции в 10 раз и более. В промысловых условиях зону адсорбции можно определить, пробурив оценочную скважину рядом с нагнетательной. Наблюдая за концентрацией раствора в оценочной и следующей за ней добывающей скважинах, можно по трем точкам установить изменения во времени концентрации ПАВ в водном растворе. Провести специальные промысловые исследования по адсорбции весьма затруднительно, в этой связи представляют огромный научный интерес все материалы по данному вопросу. Первые промысловые исследования адсорбции и десорбции ПАВ в промысловых условиях были проведены на Нагаевском Куполе Арланского месторождения в 1964 г. Здесь был создан очаг из пяти скважин, в центре - нагнетательная, добывающие находились от нее на расстоянии 100 м. Перед началом закачки 0,05%-ного водного раствора ПАВ ОП-10 скважины давали практически чистую нефть . В первых же пробах воды было зафиксировано наличие ПАВ концентрацией до 5% от исходной, т. е. 0,0025%. После прокачки раствора ПАВ в количестве 2,4 объема пор заводняемого пласта концентрация достигла 10-30% от исходной. По этим данным расчетное значение адсорбции на породе не превышало 0,07 мг/г. Проведенные в 1968-1972 гг. промысловые эксперименты на Николо-Березовской площади в условиях более редкой сетки скважин показали содержание ПАВ в продукции добывающих скважин опытных участков до 2% от исходной концентрации. В отдельных случаях выходная концентрация ПАВ в продукции добывающих скважин составляет 30% от исходной. Расчетное значение адсорбции изменялось в пределах 0,01-0,02 мг/г породы . Приведенные сведения о раннем появлении ПАВ в добываемой продукции эксплуатационных скважин некоторые исследователи связывали с незначительным значением адсорбции ПАВ в пластовых условиях, не принимая во внимание многочисленные экспериментальные исследования, свидетельствующие о значительных потерях ПАВ за счет адсорбционных процессов, происходящих на керновой породе в моделированных условиях пласта . Хотя вышеизложенное явление может иметь и другое объяснение, связанное со структурой и неоднородностью коллекторов, диффузией ПАВ в нефть и др. При промысловом эксперименте по закачке ПАВ на Николо-Березовской и Вятской площадях Арланского месторождения в 1981 -1983 гг. осуществлялся постоянный контроль за концентрацией ПАВ в добываемой продукции скважин. За это время заметных выходных концентраций ПАВ по опытным скважинам зафиксировано не было. Максимальная массовая доля ПАВ, которую удалось обнаружить на одной из скважин, составляла 0,01 и 0,008 %. В грандиозном эксперименте, проводимом в 1967-1983 гг. на Арланском месторождении, было выполнено 4992 анализа по выявлению ПАВ в воде добывающих скважин, причем ежегодно их количество возрастало. Так, в 1967 г. было сделано 123, в 1980г. - 602 анализа, а в 1982 г. - 929 анализов. Результаты анализа этих материалов показали, что обнаруженная концентрация ПАВ в добываемой продукции добывающих скважин не превышала фоновых значений. 2. Сталагмометрическое определение поверхностного и межфазного натяжений водных растворов поверхностно-активных веществ (ПАВ)
.1 Описание сталагмометра
В качестве средства измерения используется сталагмометр СТ-1. Основной частью прибора является микрометр 1, обеспечивающий фиксированное перемещение поршня 2 в цилиндрическом стеклянном корпусе медицинского шприца 3. Шток поршня 2 соединен с пружиной 4, благодаря чему исключается его самопроизвольное перемещение. Микрометр со шприцом укреплены с помощью скобы 5 и втулки 6, которая может свободно передвигаться по стойке штатива 7 и фиксироваться на любой ее высоте винтом 8. На наконечник шприца надета капиллярная трубка из нержавеющей стали 9 (капилляр). Для определения поверхностного натяжения растворов ПАВ на границе с воздухом используется капилляр с прямым кончиком, а для межфазного натяжения методом счета капель - капилляр с загнутым кончиком. При вращении микровинта, пружина 4, сжимаясь, давит на шток поршня 2, который, перемещаясь в корпусе шприца, заполненного исследуемой жидкостью, выдавливает ее из кончика капилляра 10 в виде капли. При достижении критического объема капли отрываются и падают (для измерения поверхностного натяжения методом счета капель) или всплывают и образуют слой (для измерения межфазного натяжения методом объема капель). Рисунок 1 - Установка по определению межфазного натяжения СТ-1
Поскольку величина межфазного и поверхностного натяжения зависит от температуры соприкасающихся фаз, сталагмометр помещен в термостатирующий шкаф.
2.2 Определения поверхностного натяжения растворов ПАВ методом счета капель
Поверхностное натяжение (σ) возникает на границе раздела фаз. Молекулы на границах раздела фаз не полностью окружены другими молекулами того же вида по сравнению с соответствующими молекулами в объеме фазы, поэтому поверхность раздела фаз в межфазном поверхностном слое всегда является источником силового поля. Результат этого явления - нескомпенсированность межмолекулярных сил и наличие внутреннего или молекулярного давления. Для увеличения площади поверхности необходимо вывести молекулы из объемной фазы в поверхностный слой, совершив работу против межмолекулярных сил. Поверхностное натяжение растворов определяют методом счета капель с использованием сталагмометра, который заключается в отсчете капель при медленном вытекании исследуемой жидкости из капилляра. В данной работе используется относительный вариант метода, когда одна из жидкостей (дистиллированная вода), поверхностное натяжение которой при данной температуре точно известно, выбирается в качестве стандартной. Перед началом работы сталагмометр тщательно промывают хромовой смесью, затем несколько раз ополаскивают дистиллированной водой, так как следы жира (ПАВ) сильно искажают полученные результаты. Сначала опыт проводят с дистиллированной водой: набирают раствор в прибор и дают жидкости по каплям вытекать из сталагмометра в стаканчик. Когда уровень жидкости достигнет верхней метки, начинают отсчет капель n0; отсчет продолжают до достижения уровнем нижней метки. Эксперимент повторяют 4 раза. Для расчета поверхностного натяжения используют среднее значение количества капель. Разница между отдельными отсчетами не должна превышать 1-2 капли. Поверхностное натяжение воды σ0 табличная величина. Плотность растворов определяется пикнометрически. Повторяют эксперимент для каждой исследуемой жидкости. Чем меньше поверхностное натяжение истекающей из сталагмометра жидкости, тем меньший объем имеет капля и тем больше будет число капель. Сталагмометрический метод дает достаточно точные значения поверхностного натяжения растворов ПАВ. Измеряют число капель n исследуемого раствора, вычисляют поверхностное натяжение σ по формуле где s0 - поверхностное натяжение воды при температуре опыта,и nх - число капель воды и раствора, r0 и rх - плотности воды и раствора. По полученным данным эксперимента строится график зависимости величины поверхностного натяжения на границе раствор ПАВ - воздух от концентрации (изотерма поверхностного натяжения).
2.3 Определение межфазного натяжения растворов ПАВ
Среди многообразных поверхностных явлений, протекающих на границах раздела фаз, особое влияние оказывает межфазное натяжение. При рассмотрении системы вода - нефть на их границе раздела всегда существует межфазное натяжение. Молекула воды, удаленная от поверхности раздела, со всех сторон окружена другими молекулами воды. Поэтому результирующая сила взаимодействия этой молекулы с другими молекулами равна нулю. Молекула, расположенная на поверхности раздела, подвержена действию, с одной стороны, молекул масла, расположенных выше границы раздела, а с другой стороны, молекул воды, лежащих ниже этой границы. Результирующая сила взаимодействия этой молекулы не равна нулю. Вследствие этого возникают силы межфазного натяжения и образуется поверхностный слой типа упругой мембраны. Величина межфазного натяжения разных тел на границе раздела различных соприкасающихся фаз не одинакова и является для них физической характеристикой. Приборы для определения межфазного натяжения основываются на измерении усилия, необходимого для разрыва поверхности межфазного раздела по периметру определенной длины. Наибольшее распространение получил метод определения объема капель, выдавливаемых из капилляра на границе раздела фаз. Межфазное натяжение па границе двух жидкостей определяется но формуле:
σ = К V (ρ1 - ρ2), (1.7)
ρ1, ρ2 - плотность граничащих жидкостей, кг/м3. Для определения постоянной капилляра необходимо замерить межфазное поверхностное натяжение такой органической жидкости на границе с дистиллированной водой, для которой это значение имеется в справочнике. Например, величина поверхностного натяжения на границе октан - дистиллированная вода по справочнику равна 50,98 мН/м. Определив на сталагмометре объем выдавливаемой капли, постоянную К капилляра определяют по формуле
К = 50,98/, (1.8)
где К - постоянная капилляра, мНм3 / (м·кг); 98 - значение поверхностного натяжения на границе октан -дистиллированная вода, мН/м;объем всплывшей капли в делениях шкалы; ρв - плотность воды, кг/м3; ρо - плотность октана, кг/м3. Проведение испытания Устанавливается температура в термостате, равная 30 °С. Шприц заполняется нефтью и закрепляется с помощью скобы 14 на штативе. В стаканчик до метки наливается дистиллированная вода и в нее помещается загнутый капилляр, который с помощью медицинской иглы 10 надевается на шприц 4. Поверхность капилляра должна быть обезжирена хромовой смесью (концентрированная серная кислота + хромовокислый калий). Записывается число делений лимба микрометра и включается в сеть электродвигатель, который приводит во вращение микровинт, сообщающий поршню поступательное движение. Поршень шприца 4 начинает медленно перемещаться, вытесняя тем самым нефть из капилляра. В связи с этим на кончике капилляра формируется капля, которая при достижении критического объема, отрывается от капилляра и всплывает на поверхность воды. В момент отрыва капли необходимо отключить электродвигатель от электросети и записать число делений лимба микрометра. Высчитывается объем выдавливаемой капли в делениях лимба микровинта. Проводится не менее 10 подобных замеров и берется среднее значение объема капли V, по которому вычисляется величина межфазного натяжения на границе нефть-дистиллированная вода
σв-н = К V (ρв - ρн), (1.9)
где σ - межфазное натяжение, мН/м; К - постоянная капилляра, мНм3 / (м·кг);- объем выдавливаемой капли, в делениях шкалы; ρн - плотность нефти, кг/м3 По полученным данным эксперимента строится график зависимости величины межфазного поверхностного натяжения на границе нефть-вода от температуры. 2.4 Результаты экспериментальных исследований поверхностной и межфазной активности ПАВ
После подготовки сталагмометра к проведению измерений нами была произведена тарировка прибора. Была рассчитана константа К на границе дистиллированная вода - октан (К = 0,008974). Затем мы проводили лабораторные исследования при комнатной температуре (24 С). Результаты приведены в Таблице 2, 3.
Таблица 2 - Результаты измерения поверхностного натяжения растворов ПАВ, дистиллирована вода Концентрация, %Плотность, г/см3Количество капель, шт.Поверхностное натяжение, мН/мвода0,99812272,980,050,99522234,60,10,99523832,30,20,99524331,60,30,99525630,00,40,99425729,90,50,99425829,80,60,99426029,50,70,99326129,40,80,99326229,30,90,99326429,11,00,99326628,8 По Таблице 2 была построена изотерма поверхностного натяжения (Рисунок 2). Рисунок 2 - Изотерма поверхностного натяжения растворов ПАВ
Рисунок 3 - Изменение относительного поверхностного натяжения
Как видно, для раствора концентрацией 0,1 % поверхностное натяжение меньше примерно на 15%. Максимальное изменение характерно для раствора 5% концентрации, оно составляет 40% или снижено в 2,5 раза. При этом значения для 2.5 и 5 % близки. Межфазное натяжение на границе трансформаторное масло - дистиллированная вода составляет 41,5 мн/м. Эксперименты проводили с нефтью Девонского отложения Серафимовского месторождения Республики Башкортостан Российской Федерации. Результаты представлены в Таблице 3. Таблица 3 - Результаты измерения межфазного натяжения растворов ПАВ, дистиллированная вода Концентрация, %Значения лимбаКонстантаПлотность раствора, г/см3Плотность трансформаторного масла, г/м3Межфазное натяжение, мН/мДистиллированная вода300,00897499884441,50,052,50,0089749958443,40,11,90,0089749958442,60,21,80,0089749958442,40,31,80,0089749958442,40,41,70,0089749948442,30,51,60,0089749948442,20,61,50,0089749948442,00,71,40,0089749938441,90,81,30,0089749938441,70,91,20,0089749938441,61,01,10,0089749938441,5 Как видно, максимальное снижение МН характерно для 5% раствора. Снижение составляет примерно 19 раз, что представлено ярко на рисунке 6.
Рисунок 4 - Изотерма межфазного натяжения растворов ПАВ, дистиллированная вода Рисунок 5 - Изменение относительного межфазного натяжения
По рисунку видно, что значения для 2.5 и 5 % близки. Оба значения предположительно покажут высокую отмывающую способность, что следуетподтвердить в последующих экспериментах по отмыву почвы и песка от нефтяного загрязнения. 3. Экспериментальные исследования механизма вытеснения модели нефти растворами ПАВ из пористой среды
.1 Обоснование выбора модели с использованием критериев подобия
При подготовке к проведению экспериментов были рассчитаны и изготовлены насыпные модели, руководствуясь известными критериями подобия при фильтрации через модели, пласта. Расчет размеров модели и условий эксперимента исходя из критериев подобия пластовых и модельных условий. Общепринято в настоящее время при проведении фильтрационных исследований использовать условия подобия и вытекающие из них количественные критерии подобия, рассмотренные в работе . Выбор параметров экспериментов основан на безразмерных отношениях величин, характеризующих физический процесс, происходящий в исследуемой модели. Метод анализа размерностей или приведение к безразмерному виду уравнений, описывающих изучаемый процесс, позволяют получить критерии подобия. При осуществлении физического моделирования практически невозможно поддерживать условие
потому что в этом случае проницаемость модели должна быть слишком мала. Таким образом, затрудняется точнее моделирование процесса. Приближенное моделирование осуществимо при пренебрежении величиной капиллярного давления и допущении, что процесс не зависит от соотношения, где σ - коэффициент поверхностного натяжения на границе раздела фаз, ΔP - перепад давления на модели. С капиллярностью связан только комплекс влияющий на значения фазовых проницаемостей по нефти и воде. Приближенное подобие достигается при сохранении условия
и требования от используемой модели условия, что величина капиллярного давления незначительна но сравнению с общим перепадом по модели. Известно понятие стабилизированной зоны - области, в которой происходит переход от движения чистой нефти к отмыву нефти. Длина этой области приблизительно постоянна. Допустим, что в экспериментах относительный размер стабилизированной зоны равняется величине x*,тогда соответствующее значение критерия подобия
π1 = x* / c,(1.13)
где с - параметр, который зависит от соотношения вязкостей вытесняющей воды и нефти (Рисунок 6). Проведенные исследования показывают, что для π1 ≤ 0,6 нефтеотдача практически не зависит от дальнейшего уменьшения этого критерия. Помимо критерия π1, необходимо удовлетворение критерия
Рисунок 6 - Зависимость параметра «C» от отношения вязкости воды и нефти
В результате экспериментов установлено, что для слабоцементированных песчаников изменение критерия π2 влияет на процесс вытеснения лишь до значения π2 = 0,5 * 106. При более высоких значениях π2 процесс становится автомодельным, это позволяет не соблюдать равенство чисел π2 для модели и натуры и ограничиться в проводимых экспериментах тем значением этого параметра, при превышении которого его изменение несущественно влияет на процесс. График зависимости безводной нефтеотдачи от критерия π2 приведен на Рисунке 7. Теперь определим параметры экспериментов по вытеснению нефти, при которых достигается приближенное подобие при относительно размерах образца.
Рисунок 7 - Зависимость безводной нефтеотдачи от критерия π2 по Из формулы (1.14) находится минимальный перепад давления модели
DP min=s с/ (p2min×k×DP),(1.15)
Из соотношения (1.10) учитывая, что для соблюдения подобия должно выполняться его соотношение
получим формулу для минимальной длины модели =(p2min×k×DP)/s, (1.16)
Подставляя из (1.15) значение DPmin получим
Коэффициент π1 рекомендуется брать равным ≤0,5, примем p1 = 0,26, p2 равным 0,5×106, x* =0,26×С. Средняя пористость насыпных моделей 0,38, средняя проницаемость по воде для насыпной модели при проведении экспериментов равна 0,186 мкм2, измеренное межфазное натяжение на границе "вода-трансформаторное масло" составляет s = 41,5 мН/м2, динамическая вязкость трансформаторного масла, использованного при проведении экспериментов - μн = 9,924 мПа×с, вязкость воды μв = 0,914 мПа, . Как видно (Рисунок 6) для μо = 0,0921 величина С = 0,48. Тогда из формулы находим минимальный перепад давления Минимальную длину образца можно оценить по условию (1.17), отсюда Одним из основных факторов, влияющих на механизм вытеснения модели нефти водой является соблюдение правил выбора модели пласта. При проведении опыта процесс должен быть точно или же приближенно подобным натуральному, т.е. при вытеснении нефти водой должны обеспечиваться условия подобия, что при вытеснении трансформаторного масла водой, длина модели должна быть не меньше длины стабилизированной зоны. Основными критериями, характеризующими процесс вытеснения масла водой, являются:
где π1 - критерий пласта и модели, выражающий отношение перепада давления к капиллярному давлению на водо-нефтяном контакте; π2 - критерий, выражающий отношение капиллярного давления к градиенту внешнего давления. А.А.Эфрос указывает, что при значении критерия π1≤0,6 нефтеотдача мало зависит от дальнейшего уменьшения этого параметра, и поэтому в опытах по вытеснению масла водой можно не учитывать пластовое значение π1, а ограничиться его максимально допустимой величиной. При π2≥0,5·106 также можно не соблюдать равенство для модели и натуры, а ограничиться в опытах тем значением π2, выше которого его изменение не оказывает существенного влияния на процесс вытеснения. Эти соображения позволяют определять параметры опытов по вытеснению масла водой, в которых при сравнительно небольших размерах образца достигается приближенное подобие.
3.2 Проведение испытания по вытеснению
Целью работ по вытеснению нефти из моделей пластов является оценка эффективности применения метода повышения нефтеотдачи с использованием ПАВ. Добавка ПАВ к закачиваемой воде приводит к снижению межфазного натяжения волы на границе с нефтью. При низком межфазном натяжении капли нефти легко деформируются, благодаря чему уменьшается работа, необходимая для проталкивания их через сужения пор, что увеличивает скорость их перемещения в пласте. Добавка ПАВ к воде приводит к уменьшению краевых углов избирательного смачивания, т.е. к улучшению смачиваемости породы водой. Кроме того, ПАВ способны диффундировать из водных растворов в нефть, вызывая снижение аномалий ее вязкости. И, наконец, водные растворы ПАВ обладают повышенными моющими свойствами и способствуют отрыву нефтяной пленки от поверхности пород. Под действием ПАВ происходит диспергирование нефти в воде, причем ПАВ в определенной мере стабилизируют образующуюся дисперсию. Размеры капель нефти уменьшаются. Вероятность их прилипания к твердой поверхности уменьшается. Все это в конечном итоге ведет к повышению нефтепроницаемости пористой среды и коэффициента вытеснения нефти из пласта. В нефтепромысловой практике для увеличения нефтеотдачи пласта наибольшее применение получили неионогенные ПАВ, которые либо непрерывно закачиваются в пласт в виде низкоконцентрированных (0,05-0,10 %) водных растворов, либо периодически закачиваются в виде оторочек высококонцентрированных (5-10 %) водных растворов. Лабораторные исследования показали, что при использовании ПАВ нефтеотдача может возрастать в 1,10-1,12 раза по сравнению с обычным заводнением. Эффективность вытеснения нефти из пласта оценивается коэффициентом нефтеотдачи, который равен отношению объема излеченной из пласта нефти к первоначальному объему нефти в пласте. Основным показателем эффективности метода повышения нефтеотдачи пластов по результатам лабораторных опытов обычно считается величина коэффициента вытеснения нефти. В опытах по определению коэффициента вытеснения нефти, когда в качестве модели нефти используют трансформаторное масло (марка Т1500У), а в качестве нефтеносной породы - кварцевый песок. Для проведения работы необходимо иметь трансформаторное масло (модель нефти), специально подготовленные модели продуктивного пласта - кварцевый песок с заданной фракцией зерен (обычно 2,0-3,0*10-4 м) (при моделировании терригенных пород-коллекторов). После загрузки каждой порции производится уплотнение слоя песка легким постукиванием деревянной палочкой по стеклянной трубке. Высота насыпного слоя песка должна составлять всю длину трубки до выходного отверстия, сообщающегося с атмосферой. Определение пористости. По разности масс моделей, заполненных воздухом и водой, определяется пористость изготовленной модели. При определении пористости предполагается, что в насыщенной водой модели всё поровое пространство заполнено водой. Это положение допустимо для насыпной (несцементированной) модели, где отсутствуют закрытые, не связанные между собой поры. После набивки модель взвешивается. Масса модели, заполненной воздухом, обозначается m1. После насыщения модели водой модель повторно взвешивается. Масса модели, заполненной водой, обозначается m2. Тогда масса воды, находящейся в модели В = m2 - m1
Так как плотность воды известна (ρВ= 1000 кг/м3), вычисляем её объём в модели MВ / ρВ,
Пользуясь принятым ранее допущением, что вода занимает все поры модели и зная объём пустой модели (объём пустой трубы) пористость m VВ / VПМ
где VВ - объем воды, VПМ - объем пустой модели. По результатам экспериментов определяются: Коэффициент вытеснения
Мвыт=Vп /Vмод
Нагнетание воды осуществляется до полной обводненности проб жидкости, выходящих из пласта. Определяется количество выделившейся жидкости, в том числе нефти. Рассчитывается коэффициент нефтеотдачи kн(по воде) для первичного нефтевытеснения по формуле н(по воде) = V1 / Vн, где kн(по воде) - коэффициент нефтеотдачи первой стадии.- количество нефти, выделившейся в результате вытеснения водой (первичного нефтевытеснения), мл;н - исходная нефтенасыщенность, мл; Затем вслед за водой в пласт нагнетается оторочка исследуемого реагента в количестве, равном одному поровому объему. После ввода реагента в пласт вновь закачивается дистиллированная вода до полной обводненности проб, выходящих из пласта. Определяется количество выделившейся жидкости, в том числе нефти. Рассчитывается коэффициент нефтеотдачи kн(прирост) для вторичного нефтевытеснения по формуле (∆ = ± 0,5 %, δ = 1 %) н(прирост) = Vп / Vн,
где kн(прирост) - коэффициент нефтеотдачи заключительной стадии.п - количество нефти, выделившейся в результате вытеснения оторочкой с последующим проталкиванием водой (вторичного нефтевытеснения), мл;н - исходная нефтенасыщенность, мл; Рассчитывается коэффициент извлечения нефти (КИН) на остаточную нефтенасыщенность по формуле (∆ = ± 0,5%, δ = 1%) н(на ост) = Vп / Vп - V1,
Рассчитывался суммарный КНО по формуле (∆ = ± 0,5%, δ = 1%) полн = kн(по воде) + kн(прирост),
где kполн - суммарный коэффициент нефтеотдачи. При изучении фильтрационных характеристик моделей пласта проницаемость определяли по формуле:
где k.- коэффициент проницаемости среды, м2;- объём жидкости, м3;- длина модели пласта, м; τ - время фильтрации жидкости через пористую среду, с; μ - динамическая вязкость жидкости, Па с;- площадь поперечного сечения образца или эффективная площадь рассматриваемого объема пористой среды, м2; ∆р - перепад давления на длине среды, Па:- объемный расход жидкости, м3/с. Вытеснение нефти из модели пласта производят при постоянной скорости или при постоянном перепаде давления. Объемная скорость закачки воды выбирается согласно принятой системе разработке изучаемого объекта. В процессе вытеснения нефти непрерывно осуществляется контроль температуры, фиксируется перепад давления и расход прокачанной жидкости и вытесненной нефти. Период безводного вытеснения нефти в опытах заканчивается после прокачки через модель пласта воды в объеме 0,5-0,8 поровых объемов всей модели. При этом вытесняется 90-95% подвижной нефти. Полное вытеснение нефти, как правило, достигается после прокачки 1,2-1,5 поровых объемов воды. Нагнетание вытесняющей воды проводят непрерывно до полного обводнения вытесняемой жидкости. Объем вытесняемой нефти (Vн) фиксируют, при этом учитывают также нефть, отделяемую из проб воды путем их центрифугирования. После вытеснения нефти вычисляют коэффициент нефтевытеснения по формуле: Квыт= Vн/ Vн нач, который обычно выражают в процентах. Следующим этапом исследования является закачка оторочки (порции) композиции химреагента. Объем оторочки определяют, исходя из параметров соответствия реальным условиям или на основании серии предварительных экспериментов. После закачки оторочки композиции химреагента в модель вновь закачивают воду. На протяжении всего процесса строго фиксируют объем и состав вытесняемой жидкости и динамику изменения давления в системе. Суммируя объем дополнительно вытесненной нефти (∆ Vн) производят расчет прироста коэффициента нефтевытеснения (∆ Квыт) и оценивают эффективность используемой композиции химреагента. При проведении экспериментов выполняются следующие условия. Кратность проведения опытов - не менее 3-х раз. Число параллельных определений в опыте 2-3-х кратное. Математическую обработку результатов экспериментов, построение корреляционных зависимостей и расчет коэффициентов корреляции проводят с помощью ПК. Насыпная модель пласта позволяет смоделировать лишь проницаемость пласта и, в некоторых случаях, его пористость. Структура порового пространства существенно отличается от той, которую можно наблюдать в нефтяном пласте. Связано это с тем, что в насыпной модели, состоящей из плотно упакованных песчинок, все поры связаны между собой, имеют приблизительно одинаковые размеры, отсутствуют закрытые поры. Однако на первом этапе применение насыпных моделей является целесообразным, так как требуется получить качественные закономерности процесса вытеснения нефти водным раствором ПАВ. Применительно к условиям конкретного месторождения справедливы качественные зависимости, полученные на насыпных моделях, однако количественные показатели эффективности воздействия (прирост и конечные значения коэффициента вытеснения) необходимо уточнять исследованиями воздействия водным раствором ПАВ на естественных кернах.
3.3 Меры безопасности выполнения экспериментальных работ
Сотрудники лаборатории должны знать свойства и физико-химические характеристики реактивов и новых химических веществ, поступающих на исследование. Необходимо следить, чтобы на всех емкостях реагентов, поступающих для исследования в лабораторию, имелись этикетки или подписи с указанием содержимого и основных физико-химических характеристик с выделением особо опасных свойств: «Яд», «Огнеопасно» и т.д. Все работы, связанные с выделением вредных газов, паров и дыма, должны проводиться в работающих вытяжных шкафах с опущенными дверцами. Кратность воздухообмена 8-10. При проведении опытов с реагентами, не испытывавшимися ранее в лаборатории, всем сотрудникам необходимо ознакомиться с их вредными свойствами, описанными в справочнике "Вредные вещества в промышленности". При проведении экспериментов с химическими веществами необходимо использовать спецодежду и индивидуальные средства зашиты - халаты, резиновые фартуки, перчатки и др. При работе с аппаратами, находящимися под вакуумом, а также при всех работах, связанных с возможностью засорения, ожога и раздражения глаз, необходимо надевать защитные очки или приспособления для защиты (шлем или щиток из органического стекла). Нельзя сливать нефтепродукты и органические растворители в канализацию. Все остатки химических веществ необходимо сливать в специальные закрытые бачки с этикеткой "Слив" и ежедневно выносить из лаборатории в специально отведенные для этого места. Лаборатория должна быть оснащена средствами пожаротушения и аптечкой для оказания первой помощи. Огнеопасные реактивы и реагенты необходимо хранить в специально оборудованных местах с хорошей вентиляцией. Каждый работающий в лаборатории должен знать, где расположены средства пожаротушения (кошма, листовой асбест, сухой песок, огнетушители, пожарный водяной стояк и т.д.) и уметь ими пользоваться. Перед выполнением работы следует ознакомиться с устройством установки для определения коэффициента вытеснения нефти из модели пласта и последовательностью проведения операций. В работах используются модели пласта, и которых сойдется невысокое избыточное давление за счет гидростатического напора жидкости. Перед выполнением работ следует убедиться в надежном закреплении напорного сосуда на специальной площадке. Все запорные устройства экспериментальной установки до и после выполнения работ должны быть надежно закрыты. Во избежание поломки и раската стеклянных деталей установки, порезов их осколками, разлива масла и водных растворов используемых реагентов работы необходимо вести очень осторожно, без резких движений. В случае разлива и попадании на кожу масла и водных растворов используемых реагентов необходимо смыть их водой или мыльным раствором. температура воздуха (20 +/- 5) °C; влажность воздуха не более 80% при t = 25 °C; частота переменного тока (50 +/- 1) Гц; напряжение в сети (220 +/- 22) В. Нельзя оставлять работающую установку без присмотра. Запрещается прием пищи и пользование открытым огнем в помещении, где находится экспериментальная установка. Заключение
Однако, до сих пор оценивают лишь влияние концентрации реагента на величину межфазного натяжения. Вопросы, связанные с влиянием температуры на свойства ПАВ, не изучаются. В статье рассмотрены физико-химические свойства оксиэтилированных неионных поверхностно-активных веществ, произведен обзор по структуре и свойствам. Нами рассмотрено влияние неоднородного строения нефтяного пласта на его охват заводнением и возможные пути его повышения. Изложены результаты теоретических, лабораторных и промысловых исследований увеличения охвата пластов воздействием с применением гидродинамических, физико-химических, физических, микробиологических и других методов повышения нефтеотдачи пластов. Обоснована перспективность совершенствования заводнения с применением методов повышения нефтеодачи пластов, основанных на повышении фильтрационного сопротивления промытых зон нефтеводонасышенного коллектора. В результате проведенных экспериментальных исследований по вытеснению высоковязкой нефти Девонского отложения Серафимовского месторождения Республики Башкортостан Российской Федерации на специально изготовленных лабораторных моделях неоднородного продуктивного пласта выявлено, что сочетание последовательной закачки вытесняющих агентов в виде водных растворов неионогенных ПАВ (технология комплексного воздействия) вызывает дополнительные физико-химические эффекты, позволяющие максимально повысить эффективность заводнения Установлено, что неионогеиные ПАВ непосредственно введенные в нефть месторождения Девонского отложения Серафимовского месторождения Республики Башкортостан Российской Федерации или перешедшие в нее путем диффузии из водных растворов, оказывают диспергирующее действие на основные структурообразующие компоненты пластовой нефти - асфальтены, в результате чего снижаются аномалии вязкости нефти и повышается коэффициент еевытеснении из модели продуктивного пласта. Литература
1.Разработка нефтяных месторождений. Т. 1 /Н.И. Хисамутдинов, М.М. Хасанов, А.Г. Телин и др. - М.: ВНИИОЭНГ, 1994. - 263 c
2.Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. - М.: КУГК-р, 1997. - 351 с.
.Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения / Р.Х. Муслимов, A.M. Шавалеев, Р.Б. Хисамов, И.Г. Юсупов. - М.: ВНИИОЭНГ. - 1995. -Т. II. -286с. и др.
.Методы извлечения остаточной нефти / М.Л. Сургучев, А.Т. Горбунов, Д.П. Забродин и др. - М.: Недра, 1991. - 347 с.
.Применение полимеров в добыче нефти / Е.И. Григоращенко, Ю.В. Зайцев, В.В. Кукин и др. - М.: Недра, 1978. - С. 213.
.Разработка нефтяных месторождений с применением поверхностно-активных веществ / Г.А. Бабалян, А.Б. Тумасян, Б.И. Леви и др. - М.: Недра, 1983. - 216 с.
.Сургучев М.Л., Швецов В.А., Сурина В.В. Применение мицеллярных растворов для увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1977. - 120 с.
.Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985. - 235 с. и др.
.О комплексной системе разработки трудноизвлекаемых запасов нефти / Р.Х. Муслимов, Р.Г. Галеев, Э.И. Сулейманов и др. // Нефтяное хозяйство. - 1995. - № 42. - С. 26-34.
.Ганиев P.P. Технология повышения нефтеотдачи пластов на основе ПАВ // Нефтепромысловое дело. - 1994. - №. 5. - С. 8-10.
ВВЕДЕНИЕ
Увеличение нефтеотдачи пластов - сложная проблема, для решения которой используется опыт, накопленный во всех областях нефтепромыслового дела. Извлекаемые запасы нефти и газа можно увеличить путем правильной расстановки скважин на залежи с учетом геологического строения пластов. Хорошие результаты получают при регулировании процесса стягивания контуров водоносности с целью повышения равномерности выработки различных частей залежей. Эффективность эксплуатации залежи улучшается путем воздействия на забой скважин с целью увеличения их дебитов и выравнивания профиля притока нефти и газа и т.д.
За многолетнюю практику разработки нефтяных месторождений предложено множество методов и технологических приемов, позволяющих увеличить отбор нефти из пород. Далее рассмотрим некоторые методы увеличения нефтеотдачи, основанные на тех или иных физических явлениях.
Увеличения нефтеотдачи пластов можно добиться искусственно, развивая и поддерживая в залежи благоприятные физические условия, обеспечивающие наиболее эффективное вытеснение нефти из коллектора.
Как известно, вода значительно лучше вытесняет нефть из пористых сред, чем газ. Поэтому везде, где это целесообразно по геологическим условиям и экономическим соображениям, необходимо создавать естественный или искусственный водонапорный режим вытеснения. Искусственно поддерживаемый водонапорный режим в залежи создают путем нагнетания воды с поверхности в пласт за контур нефтеносности или же в нефтяную часть пласта. Эффективность заводнения еще более повышаемся при добавлении в нагнетаемую в пласт воду специальных веществ, в результате чего улучшаются ее нефтевытесняющие свойства.
Методы поддержания пластового давления путем нагнетания в пласт воды или свободного газа, а также методы восполнения энергии в месторождениях с истощенными ее ресурсами (так называемые вторичные методы добычи нефти) не позволяют извлекать все запасы нефти. Поэтому продолжаются усиленные поиски новых методов увеличения нефтеотдачи. В основе их всегда лежат соответствующие физические закономерности.
Например, лучше вытесняются из пласта маловязкие нефти. Поэтому некоторые методы увеличения нефтеотдачи пластов основаны на искусственном введении в пласт тепла и теплоносителей для снижения вязкости пластовой нефти.
Как известно, даже тяжелые битумы хорошо растворяются в некоторых легких углеводородных растворителях. Например, бензин или жидкий пропан способны удалять из пористой среды практически всю нефть. Это свойство растворителей используется для разработки методов увеличения нефтеотдачи путем нагнетания в пласт сжиженных газов.
В одной из глав этой работы будет рассмотрено явления обратного испарения и конденсации тяжелых углеводородов в газовой среде высокого давления. Это свойство газов используется для разработки методов уменьшения остаточной нефтенасыщениости путем искусственного перевода части нефтяных фракций в пласте в паровую фазу при нагнетании в залежь газов высокого давления. Газ из эксплуатационных скважин затем вместе с продуктами нефти, перешедшими в паровую фазу, извлекается на поверхность.
Несомненно, что дальнейшее изучение физических свойств пластовых жидкостей, физикохимии пласта и законов движения жидкостей в пористой среде приведет в будущем к получению новых методов повышения отдачи нефти пластами, основанных па новых физических принципах.
В качестве примера приложения теоретических основ физики нефтяного пласта к нефтепромысловой практике рассмотрим физические основы некоторых методов увеличения нефтеотдачи пластов.
1. ИЗВЛЕЧЕНИЕ НЕФТИ ГАЗОМ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ
В этой главе будут рассмотрены свойства нефтегазовых смесей и, в частности, явления обратного или ретроградного их испарения. Эти свойства сжатых газов можно использовать для увеличения нефтеотдачи пластов. При этом в залежь для повышения давления необходимо нагнетать газ, который становится растворителем жидких компонентов нефти. По данным опытов, при некоторых весьма высоких давлениях в газе растворяются почти все компоненты нефти, за исключением смолистых и других тяжелых ее составляющих. Добывая затем этот газ, в котором содержатся пары нефти или ее компоненты, на поверхности можно получать конденсат, выпадающий при снижении давления. Таким образом, сущность этого метода заключается в искусственном превращении месторождения в газоконденсатное. Практически это трудно осуществить, так как для растворения всей нефти требуются очень высокие давления (70 - 100 МПа ) и огромные объемы газа (до 3000 м 3 в нормальных условиях для растворения 1 м 3 нефти). Давления обратного испарения значительно уменьшаются, если в составе нагнетаемого газа содержатся тяжелые углеводородные газы - этан, пропан или углекислота. Но объем требующегося газа остается высоким.
Процесс
можно значительно упростить
и удешевить, если извлекать за счет
процесса испарения лишь наиболее ценные
летучие фракции нефти. Для этого
следует нагнетать меньшие объемы сухого
газа при более низких давлениях по сравнению
с давлениями, необходимыми для полного
растворения нефти в газе. В остальном
сущность процесса остается той же.
Опытами установлено, что в процессе нагнетания в модель пласта, содержащего легкие нефти, газов высокого давления нефтеотдача бывает большей, чем должна быть только при обратном испарении фракций нефти. Движущийся по пласту газ постепенно обогащается этаном и более тяжелыми углеводородами, а метан, встречаясь со свежими порциями нефти, имеющими давление насыщения ниже давления нагнетаемого газа, растворяется в нефти. Газ, содержащий значительное количество тяжелых углеводородов, уже при сравнительно небольших давлениях и температурах полностью смешивается с нефтью. Нефтеотдача при этом высокая, так как процесс становится близким к тому, который наблюдается во время вытеснения нефти жидким растворителем.
При рассмотрении и интерпретации различных процессов фазовых превращений, которые встречаются в процессе вытеснения нефти газом, пользуются диаграммами (рис. 1.1) физического состояния углеводородной системы при заданных температуре и давлении. На этой диаграмме углеводородная система произвольно представлена в виде трех групп компонентов - любая точка в пределах диаграммы характеризует состав углеводородной системы в виде соотношения каждой из трех групп компонентов: метана С 1 углеводородов от этана С 2 до гексана С 6 и гептана С 7 . Вершины треугольников соответствуют 100%- ному содержанию соответствующих групп компонентов в системе. Сплошная линия 1 (в виде петли) на диаграмме является кривой раздела фаз. Она ограничивает двухфазную область. Кривая раздела фаз представляет собой геометрическое место точек состава систем, которые имеют при заданной температуре данное давление насыщения. Нижний участок кривой относится к жидкой фазе, а верхний - к газовой. Они соединяются в точке 8 , которая характеризует состав смеси с критическими давлением и температурой. Линия 2 (связывающая линия) оканчивается в точках на кривой состава насыщенного пара и насыщенной газом нефти, которые находятся в равновесном состоянии при данных температуре и давлении, для которых составлена диаграмма.
Смеси, соответствующие точкам выше и справа от кривой насыщенного пара, представляют газ (область 5 ), и смеси, соответствующие точкам ниже и слева кривой насыщенной газом жидкости, представляют собой нефть (область 6 ). Смеси в области правее и ниже кривой раздела фаз относятся к области критических смесей и находятся либо в газовой, либо в жидкой фазе. На участке этой области выше и справа от кривой раздела фаз (область 10 ) в смеси содержится меньшее количество тяжелых компонентов C 1+ . Эти углеводороды смешиваются со смесями, представленными точками в газовой области. Другой участок критической области смесей расположен ниже и справа от двухфазной области (область 9 ). В смесях здесь содержится меньше метана С 1 и смешиваются они с углеводородами, представленными точками в нефтяной области.
Уже упоминалось, что в зависимости от пластовых условий (давления и температуры), состава нефти и нагнетаемого газа возможны различные варианты процесса вытеснения нефти газом. Если в пласт нагнетают сухие газы (например, метан) при низком пластовом давлении, тогда будут выноситься сравнительно небольшие количества промежуточных компонентов (С 2 - С 6 ).
Более сложное взаимодействие нефти и газа происходит при нагнетании в пласт жирных газов, содержащих значительное количество компонентов (С 2 - С 6 ). Во время перемещения в пласте нефть и жирный газ могут подвергаться существенным изменениям вследствие конденсации компонентов газа в нефти и явлений обратного испарения. В зависимости от пластовых условий и исходного состава системы нефть может вытесняться как в критических, так и некритических условиях. Диаграммы физического состояния углеводородной системы при заданных температуре и давлении позволяют проследить за детальными различиями между упомянутыми видами газового воздействия на пласт, например, за различиями между процессами перехода нефти в газоконденсатное состояние и закачкой газа под высоким давлением с частичным переводом компонентов нефти в газовую фазу. В качестве примера рассмотрим изменение свойств нефтяных смесей в процессе вытеснения нефти жирным газом, тяжелые компоненты которого могут конденсироваться в пластовых условиях и переходить в нефтяную фазу с возникновением условий критического вытеснения. При критическом вытеснении между нефтяной и газовой зонами образуется смесь углеводородов, находящихся в данных условиях в пласте в области выше критической (рис. 1.2). В таком случае нефть вытесняется газом в условиях, когда отсутствуют мениски на разделе фаз и нефтеотдача может быть повышена до значений, близких к 100 %.
Пусть жирный газ (точка 5 ) вытесняет в пласте нефть (точка 4 ). При их контакте газ теряет часть своих тяжелых компонентов и приходит в равновесие с нефтью, обогатившейся новыми компонентами (точки 1-1 на кривых составов насыщенного пара и насыщенной жидкости). В последующем при контакте с новыми порциями газа, имеющего исходный состав, эта нефть все больше обогащается углеводородами С 2 - С 6 , и состав ее характеризуется точками 2 , 3 и т.д. Этот процесс будет проходить до тех пор, пока состав нефти не станет таким, который при данных условиях находится в критической точке. Затем двухфазный поток станет однофазным и состав смеси будет изменяться вдоль пласта от области вытесняющего газа до области вытесняемой нефти без поверхности раздела. Таким образом, нефть в процессе нагнетания в пласт жирного газа вытесняется средой, смешивающейся с нефтью.
Такой процесс в практических условиях возможен лишь при высоких давлениях. На рис. 1.3 приведена диаграмма тройной системы метан-н-бутан-декан при температуре 71°С и различных давлениях. Как следует из этого рисунка, возникновение взаиморастворимой переходной зоны возможно в рассматриваемой системе только при давлениях выше 14 МПа . Если считать, что декан моделирует нефть, а смесь метана с н-бутаном обогащенный сжатый газ, то взаиморастворимое вытеснение будет при пластовом давлении р пл =14,06 МПа и t=71°С , т.е. когда массовая доля н-бутана в метане превысит 25% (точка Е 1 ). С увеличением пластового давления эти условия достигаются при меньших концентрациях н-бутана в метане (при давлении вытеснения 28,1 МПа молярная доля н-бутана в газе может быть уменьшена до 7% (точка Е 2 ).
Сложность состава нефтей и сложность процесса вытеснения их газом затрудняет разработку расчетных методов определения условий смешивания различных нефтей и газов. Предложены приближенные способы определения условий их смешивания, которые можно использовать лишь для ориентировочных расчетов. Бенхем, Дауден и Кунцман предложили приближенный метод оценки минимально необходимой концентрации в газе компонентов этан+высшие, при которой обеспечивается критическое вытеснение нефти. Их метод основан на предположении о параллельности касательной АВ на рис. 1.2 к граничной кривой в критической точке стороне треугольника C 1 - С 7+ . Тогда концентрация компонентов С 2 - С 6 в системе, находящейся в критическом состоянии, и в нагнетаемом газе А , в котором содержится минимальное количество компонентов С 2 - С 6 , необходимое для воспроизведения критического вытеснения нефти, будут равны. Это означает, что если установить состав условно тройной системы, для которой давление вытеснения и пластовая температура критические, то при этом определяется и состав газа (т.е. минимальное содержание в нем промежуточных). Трудность выбора минимально необходимой концентрации гомологов метана в нагнетаемом газе, таким образом, заключается в том, что касательная АВ , как правило, не параллельна стороне C 1 - С 7+ и, кроме того, для определения критических параметров таких сложных смесей, как нефть - газ, пока нет достаточно надежных методов. В этой области необходимы дальнейшие изыскания.
Важной проблемой развития этого метода увеличения нефтеотдачи пластов является изыскание источников газоснабжения. Заслуживает внимания разработанный советскими инженерами способ производства газа путем газификации сырой нефти непосредственно на нефтяном месторождении под давлением до 20 МПа . Для снижения давлений вытеснения смешивающимися агентами освоено производство обогащенных искусственных газов высокого давления и жидких дистиллятов-растворителей посредством пиролиза нефти в реакторе.
Описание работы
Методы поддержания пластового давления путем нагнетания в пласт воды или свободного газа, а также методы восполнения энергии в месторождениях с истощенными ее ресурсами (так называемые вторичные методы добычи нефти) не позволяют извлекать все запасы нефти. Поэтому продолжаются усиленные поиски новых методов увеличения нефтеотдачи. В основе их всегда лежат соответствующие физические закономерности.
Например, лучше вытесняются из пласта маловязкие нефти. Поэтому некоторые методы увеличения нефтеотдачи пластов основаны на искусственном введении в пласт тепла и теплоносителей для снижения вязкости пластовой нефти.
100 р бонус за первый заказ
Выберите тип работы Дипломная работа Курсовая работа Реферат Магистерская диссертация Отчёт по практике Статья Доклад Рецензия Контрольная работа Монография Решение задач Бизнес-план Ответы на вопросы Творческая работа Эссе Чертёж Сочинения Перевод Презентации Набор текста Другое Повышение уникальности текста Кандидатская диссертация Лабораторная работа Помощь on-line
Узнать цену
ИСТОЧНИКИ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ
Приток жидкости и газа из пласта в скважины происходит под действием сил, на природу и величину которых влияют виды и запасы пластовой энергии. В зависимости от геологического строения района и залежи приток нефти, воды и газа к скважинам обусловливается:
1)напором краевых вод;
2)напором газа, сжатого в газовой шапке;
3)энергией газа, растворенного в нефти и в воде и выделяющегося из них при снижении давления;
4) упругостью сжатых пород;
5) гравитационной энергией.
В зависимости от вида преимущественно проявляющейся энергии вводят понятия режимов работы залежи: водонапорный, режим газовой шапки (газонапорный), растворенного газа, упругий или упруговодонапорный, гравитационный и смешанный.
Водонапорный режим газовых месторождений, так же как и нефтяных залежей, возникает при наличии активных краевых вод или при искусственном заводнении пласта. Газовый режим залежи (или режим расширяющегося газа) возникает при условии, когда единственным источником является энергия сжатого газа, т. е. когда пластовые воды не активны.
Запасы пластовой энергии расходуются на преодоление сил вязкого трения при перемещении жидкостей и газов к забоям скважин, на преодоление капиллярных и адгезионных сил.
СИЛЫ, ДЕЙСТВУЮЩИЕ В ЗАЛЕЖИ
Гидравлические сопротивления во время движения жидкости в пористой среде пропорциональны скорости потока и вязкости жидкостей. Эти сопротивления аналогичны сопротивлению трения при движении жидкости в трубах. Но в отличие от движения жидкости в трубах характер ее течения в микронеоднородной пористой среде имеет свои особенности. По результатам наблюдений за движением воды и нефти в пористой среде установлено, что в области водонефтяного контакта вместо раздельного фронтового движения фаз перемещается смесь воды и нефти. Жидкости в капиллярных каналах разбиваются на столбики и шарики, которые на время закупоривают поры пласта вследствие проявления капиллярных сил. Подобное образование смеси наблюдалось и в единичных капиллярах.
Чтобы представить механизм проявления капиллярных сил при движении водонефтяной смеси, остающейся позади водонефтяного контакта, рассмотрим условия перемещения столбика нефти в цилиндрическом капилляре, заполненном и смоченном водой (рис. 6.1).
Рис. 6.1. Схема деформации капли нефти при её сдвиге в капилляре.
Под действием капиллярных сил столбик нефти будет стремиться принять шарообразную форму, оказывая при это давление Р на пленку воды между стенками капилляра и столбиком нефти:
(6.1)
где - поверхностное натяжение на границе нефть-вода;
R - радиус сферической поверхности столбика нефти;
г - радиус ее цилиндрической поверхности.
Под действием давления, развиваемого менисками, происходит отток жидкости из слоя, отделяющего столбик нефти от стенок капилляра, продолжающийся до тех пор, пока пленка не достигнет равновесного состояния. Эти пленки обладают аномальными свойствами, в частности повышенной вязкостью, и поэтому они неподвижны. Следовательно, с началом движения столбика нефти в капилляре возникнет сила трения, обусловленная давлением нефти на стенки капилляра. Кроме того, прежде чем столбик нефти сдвинется с места, мениски на границах фаз деформируются и займут положение, изображенное пунктирными линиями.
Разность давлений, созданных менисками, будет создавать силу, противодействующую внешнему перепаду давлений:
(6.2)л
Описанное явление, сопровождающееся действием дополнительных сопротивлений при движении пузырьков газа и несмешивающихся жидкостей в капиллярных каналах, впервые исследовано Жаменом и названо его именем. Многочисленные эффекты Жамена возникают также при движении газоводонефтяных смесей в пористой среде. Дополнительное сопротивление и капиллярное давление для единичных столбиков могут быть невелики. Но в пористой среде столбики образуются в больших количествах, и на преодоление капиллярных сил затрачивается значительная часть пластовой энергии. Капиллярные силы способствуют уменьшению проницаемости фаз.
В пористой среде водонефтяная смесь движется в капиллярах переменного сечения, при этом происходит деформация капель. При переходе глобул и шариков нефти, воды или газа из широкой части канала в суженную вследствие неравенства радиусов кривизны менисков возникает дополнительное противодавление.
ПОВЕРХНОСТНЫЕ ЯВЛЕНИЯ ПРИ ФИЛЬТРАЦИИ ПЛАСТОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ И ПРИЧИНЫ НАРУШЕНИЯ ЗАКОНА ДАРСИ
На закономерности фильтрации жидкостей и газов в пористой среде влияют не только границы раздела между нефтью, газом и водой, но и поверхностные явления, происходящие на границах твёрдое тело-жидкость. Понижение скорости фильтрации может быть вызвано химической фиксацией адсорбционных слоев поверхностно-активных компонентов нефти, например кислотного типа, на активных местах поверхности минеральных зёрен.
В таких случаях может наблюдался непрерывное замедление фильтрации со временем до полной закупорки перовых каналов вследствие возрастания толщины коллоидных пленок.
Установлено, что эффект затухания фильтрации нефтей исчезает с увеличением перепадов давлении и повышением температуры до 60-б5°С. С повышением депрессии до некоторого предела происходит срыв (размыв) образованных ранее адсорбционно-сольватных слоев. Это одна из причин нарушения закона Дарси (нелинейный характер зависимости расхода от депрессии) при изменении режима фильтрации углеводородных жидкостей в пористой среде.
Дебиты скважин вследствие образования в пласте смоло-парафиновых отложений в ряде случаев уменьшаются, и для борьбы с этим прогревают призабойную зону или обрабатывай забой какими-либо средствами.
Другой причиной нарушения закона Дарси могут быть аномальные свойства жидкостей, связанные с отклонением от закона трения Ньютона.
ОБЩАЯ СХЕМА ВЫТЕСНЕНИЯ ИЗ ПЛАСТА НЕФТИ ВОДОЙ И ГАЗОМ
В природных условиях наиболее распространены залежи, разрабатываемые на напорных режимах (или эти режимы работы воспроизводятся и поддерживаются искусственно путем нагнетания в залежь воды или газа). Нефть из таких залежей вытесняется внешними агентами - краевой или нагнетаемой водой, свободным газом газовой шапки или газом, нагнетаемым в пласт с поверхности. Несмотря на существенные различия в отдельных деталях процесса, общая качественная схема вытеснения нефти водой и газом имеет много общего.
Нефть и вытесняющий ее агент движутся одновременно в пористой среде.
Однако полного вытеснения нефти замещающими ее агентами никогда не происходит, так как ни газ, ни вода не действуют на нефть как «поршни». Вследствие неоднородности размеров пор в процессе замещения вытесняющая жидкость или газ с меньшей вязкостью неизбежно опережает нефть. При этом насыщение породы различными фазами, а следовательно, и эффективная проницаемость для нефти и вытесняющих агентов непрерывно изменяются. С увеличением водонасыщенности, например до 50-60 %, увеличивается количество воды в потоке в связи с возрастанием эффективной проницаемости породы для воды. При этом нефть уже не вытесняется из пор, а, скорее, увлекается струёй воды. Таким образом, по длине пласта образуется несколько зон с различной водонефтенасыщенностью. Типичная картина изменения водонасыщенности по длине пласта в один из моментов времени при вытеснении нефти водой приведена на рис. 6.2. Эта схема процесса представляется всеми исследователями как суммарный результат проявления капиллярных и гидродинамических сил.
Водонасыщенность пласта уменьшается от максимального значения Smax,
соответствующего конечной нефтеотдаче на начальной линии нагнетания воды, до значения насыщенности погребённой воды Sn. При этом в пласте можно отметить три зоны. В первой из них, где водонасыщенность изменяется от Smax до Sф, на условном контуре вытеснения она плавно понижается по направлению к нефтенасыщенной части пласта. Этот участок характеризует зону водонефтяной смеси, в которой постепенно вымывается нефть.
Рис. 6.2. Изменение нефтеводонасыщенности по длине пласта при вытеснении нефти водой.
Второй участок (зона II) с большим уклоном кривой представляет собой переходную зону от вымывания нефти (зона I) к зоне III движения чистой нефти. Эту зону принято называть стабилизированной. Длина ее в естественных условиях может достигать нескольких метров.
Аналогичное распределение газа и нефти в пласте образуется при вытеснении нефти газом. Разница главным образом количественная в связи с различной вязкостью воды и газа.
Кроме свободного газа газовой шапки, нефть из пласта может вытесняться также газом, выделяющимся из раствора. Иногда растворенный газ является единственным источником энергии в залежи. Энергия растворенного в нефти газа проявляется в тех случаях, когда давление в залежи падает ниже давления насыщения нефти газом.
Свободный газ со снижением давления вначале выделяется у твердой поверхности, так как затрачиваемая работа, необходимая для образования пузырька у стенки (за исключением случая полного смачивания поверхности твердого тела жидкостью), меньше, чем необходимо для его образования в свободном пространстве жидкости. После образования пузырька газонасыщенность структуры увеличивается.
Вначале газовые пузырьки находятся далеко друг от друга, но, постепенно расширяясь, газонасыщенные участки соединяются друг с другом. После образования пузырьков газа они вытесняют нефть из пласта в том объеме, который занимают в поровом пространстве. Такой эффективный процесс вытеснения продолжается до тех пор, пока газонасыщенные участки перемежаются с нефтью (т. е. до образования сплошных газонасыщенных участков). С этого момента эффективность вытеснения нефти газом понижается по мере увеличения газонасыщенности пор пласта, так как малая вязкость газа позволяет ему быстрее нефти перемещаться к скважинам, в зоны пониженного давления (к забоям), по газонасыщенным участкам.
НЕФТЕОТДАЧА ПЛАСТОВ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ УСЛОВИЯХ ДРЕНИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖИ
Коэффициентом нефтеотдачи пласта принято называть разность между начальной и остаточной (конечной) нефтенасыщенностью, отнесенную к начальной.
При современном уровне развития технологии и техники нефтедобычи физически возможный коэффициент нефтеотдачи значительно меньше единицы. Даже если сетка расположения скважин плотная, а водные факторы значительные, нефтеотдача редко достигает 70-80 %
Нефтеотдача зависит от вида используемой энергии. Наибольшее ее значение отмечается в условиях вытеснения нефти водой, что связано обычно с большими запасами энергии краевых вод, которые могут быть даже неограниченными по сравнению с запасами энергии свободного газа, сжатого в газовой шапке и растворённого в нефти. Это объясняется также большой эффективностью промывки пор водой, так как соотношение вязкостей нефти и воды более благоприятно при вытеснении нефти водой, чем газом. Наконец, увеличению нефтеотдачи при вытеснении нефти водой может благоприятствовать физико-химическое взаимодействие воды с породой и нефтью. Вода обладает лучшей отмывающей и вытесняющей способностью, чем газ.
Эффективность вытеснения нефти газом, выделяющимся из раствора, ниже эффективности при других источниках пластовой энергии. Это объясняется ограниченным объёмом газа, который имеется в пласте, и небольшим соотношением вязкостей газа и нефти, что способствует быстрому прорыву газа в скважины вследствие его большой подвижности. Газ, кроме того, является фазой, не смачивающей породы пласта, что способствует увеличению количества остаточной нефти.
Значительно эффективнее проявляется энергия газа из газовой шапки. В процессе расширения газа нефть перемещается к забою, и первоначально происходит эффективное вытеснение нефти из пласта при сравнительно небольшой его газонасыщенности. Дальнейшее снижение эффективности расширения газовой шапки обусловлено в основном несмачиваемостью твердой фазы газом и небольшой его вязкостью, что приводит к прорыву газа к скважинам через крупные каналы и более проницаемые зоны пласта.
Значительное влияние на нефтеотдачу залежей с газовой шапкой оказывает угол наклона пластов. При крутых углах падения пластов условия гравитационного отделения газа от нефти улучшаются, и эффективность вытеснения нефти газом повышается.
Низкая нефтеотдача естественных коллекторов объясняется микро- и макронеоднородным характером их строения. Микронеоднородный и сложный характер строения перового пространства - причина прорыва вод и газа по отдельным каналам и образования водонефтегазовых смесей в пористой среде. Совместное движение различных несмешивающихся фаз в пласте представляет собой сложный процесс, в котором капиллярные силы проявляются во много раз больше, чем при «поршневом» вытеснении нефти водой.
Известно, что вытеснение взаимно растворимых жидкостей характеризуется высокой нефтеотдачей, близкой к 95-100 %.
Высокая вязкость нефти по сравнению с вязкостью воды способствует уменьшению нефтеотдачи. По результатам исследований с увеличением вязкости нефти значительнее проявляются различные местные неоднородности физических свойств пород, приводящие к возникновению небольших, но многочисленных участков, обойденных фронтом воды и плохо ею промываемых.
На нефтеотдачу пластов в значительной степени влияет удельная поверхность пород. Нефть гидрофобизует поверхность твердой фазы, и часть нефти, находящейся в пленочном состоянии, может быть удалена из пласта лишь специальными методами воздействия.
Макронеоднородное строение пластов - наиболее существенная причина неполной отдачи нефти пластом. Неоднородностью строения, свойств и состава пород объясняется появление зон, не промываемых водой и слабо дренируемых газом. Оказалось также, что нефтеотдача зависит от свойств пористой среды и условий вытеснения нефти водой и газом (количество и состав связанной воды, состав и физико-химические свойства нефти и горных пород, скорость вытеснения и др.).
Исходя из причин, вызывающих неполную отдачу пластом нефти, можно отметить следующие пластовые формы существования остаточной нефти:
1)капиллярно удержанная нефть;
2)нефть в пленочном состоянии, покрывающая поверхность твердой фазы;
3) нефть, оставшаяся в малопроницаемых участках, обойденных и плохо промытых водой;
4) нефть в линзах, отделенных от пласта непроницаемыми перемычками и не вскрытых скважинами;
5) нефть, задержавшаяся у местных непроницаемых экранов (сбросы и другие непроницаемые перемычки).
Пленочная нефть покрывает тонкой смачивающей пленкой поверхность твердой фазы пласта. Количество этой нефти определяется радиусом действия молекулярных сил твердой и жидкой фаз, строением поверхности минерала и размером удельной поверхности пород.
Измерения тонких слоев жидкости, а также исследования распределения остаточной воды в пористой среде показывают, что объем остаточной нефти, находящейся в пленочном состоянии, в реальных условиях во много раз меньше, чем капиллярно удержанной.
Кроме пленочной и капиллярно удержанной нефти, значительные ее количества могут оставаться в обойденных и плохо промытых водой участках, а также в изолированных линзах, тупиках и местных непроницаемых экранах и перемычках.
Небольшие значения коэффициентов нефтеотдачи естественных коллекторов свидетельствуют о значительном количестве нефти, остающейся пласте в виде мелких и больших ее целиков вследствие неоднородности строения пород и пластов.
Как уже упоминалось, наиболее эффективен водонапорный режим, и поэтому для повышения нефтеотдачи пластов при разработке залежей нефти следует стремиться к сохранению естественного или воспроизведению искусственного режима вытеснения нефти водой. Технология заводнения может быть улучшена выбором таких параметров процесса, которые обеспечивают наилучшие условия вытеснения нефти водой. При заводнении залежей можно изменять режим (скорость) закачки воды в пласт, поверхностное ее натяжение на, границе с нефтью и смачивающие свойства (обработкой воды специальными веществами), вязкость и температуру.
РОЛЬ КАПИЛЛЯРНЫХ ПРОЦЕССОВ ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ НЕФТИ ВОДОЙ ИЗ ПОРИСТЫХ СРЕД
Поровое пространство нефтесодержащих пород представляет собой огромна скопление капиллярных каналов, в которых движутся несмешивающиеся жидкости, образующие мениски на разделах фаз. Поэтому капиллярные силы влияют на процессы вытеснения нефти.
За водонефтяным контактом мениски создают многочисленные эффекты Жамена и препятствуют вытеснению нефти. Если среда гидрофильна, в области водонефтяного контакта давление, развиваемое менисками, способствует возникновению процессов капиллярного пропитывания и перераспределения жидкостей. Это связано с неоднородностью пор по размерам. Капиллярное давление, развиваемое в каналах небольшого сечения, больше, чем в крупных порах. В результате этого на водонефтяном контакте возникают процессы противоточной капиллярной пропитки - вода по мелким порам проникает в нефтяную часть пласта, по крупным порам нефть вытесняется в водоносную часть. Поэтому необходимо решить, какие воды следует выбирать для заводнения залежей: интенсивно впитывающиеся в нефтяную часть залежи под действием капиллярных сил или слабо проникающие в пласт. Изменяя качества нагнетаемых в залежь вод, можно воздействовать на поверхностное натяжение на границе с нефтью, смачивающие характеристики, а также вязкостные свойства.
Необходимо отметить, что вопрос об увеличении или уменьшении капиллярных сил, так же как и многие другие задачи физики вытеснения нефти водой, не имеет однозначного решения. В условиях зернистых неоднородных коллекторов процессы перераспределения нефти и воды под действием капиллярных сил могут способствовать преждевременным нарушениям сплошности нефти в нефтеподводящих системах капилляров в зоне совместного движения нефти и воды, помогая формированию водонефтяных смесей в поровом пространстве, что сопровождается значительным уменьшением нефтеотдачи. В трещиноватых коллекторах нефтеотдача блоков повышается при нагнетании в залежь воды, способной интенсивно впитываться в породу под влиянием капиллярных сил.
ЗАВИСИМОСТЬ НЕФТЕОТДАЧИ ОТ СКОРОСТИ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ
Анализ результатов большого числа исследований, посвященных этой проблеме, позволяет сделать вывод о связи между капиллярными свойствами пластовой системы и характером зависимости нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой. Во всех случаях, когда пласт гидрофобен и капиллярные силы противодействуют вытеснению нефти из пористой среды водой, нефтеотдача возрастает с увеличением скорости продвижения водонефтяного контакта (т. е. увеличивается с ростом градиентов давлении). Когда капиллярные силы ослаблены (вследствие низких значений поверхностного натяжения, проницаемости пород > 1-2 мкм2 и др.), скорость вытеснения нефти водой не влияет на нефтеотдачу.
На практике часто встречаются залежи нефти, чрезвычайно разнообразные по степени неоднородности пород и строению пластов. В этом случае на зависимость нефтеотдачи от перепада давлений (от скорости вытеснения) оказывают влияние, кроме физико-химических свойств пластовой системы, многие другие факторы. Например, в ряде случаев известны факты включения в работу с увеличением депрессии дополнительных пропластков, которые раньше (при меньших перепадах давлений) не участвовали в притоке нефти. С возрастанием депрессии перераспределяются давления в пласте при соответствующих изменениях геометрии потока, охватывающего дополнительные участки пласта, ранее мало отдававшие нефть. Существуют и другие факторы, влияющие на результаты вытеснения нефти водой из естественных пластов и на зависимость нефтеотдачи от величины депрессии. Поэтому в реальных условиях возможны различные коэффициенты нефтеотдачи независимо от физико-химических свойств пласта.
По результатам наблюдений многих исследователей, повышение градиентов давлений в пласте оказывает благоприятное влияние на нефтеотдачу залежей нефти, приуроченных к неоднородным коллекторам.
Спрос на черное золото остается прежним, а легкодоступных запасов все меньше. Поэтому современная не фтедо быча немыслима без методов увеличения нефтеотдачи. Они позволяют извлекать максимум из старых месторождений и браться за разработку неудобных новых, добыча из которых еще несколько лет назад казалась неосуществимой
Коэффициент успеха
Оценить эффективность разработки месторождения можно по КИН - коэффициенту извлечения нефти (или нефтеотдаче). КИН вычисляют как отношение извлекаемых запасов к начальным геологическим запасам и рассчитывают на каждом этапе разработки месторождения. Сначала - проектный, основанный на данных геологоразведки о возможных запасах. Здесь учитываются строение коллектора и современный уровень технологий, позволяющий или не позволяющий эффективно работать с имеющимся коллектором. Проектный КИН дает возможность оценить экономическую обоснованность разработки.
В процессе добычи нефти обновляется геологическая модель месторождения, а вместе с ней пересчитывается и проектный КИН. К тому же регулярно отслеживается текущий КИН, равный доле добытой на определенный момент нефти относительно геологических запасов. Это позволяет соотносить реальность с планами и своевременно менять стратегию освоения месторождения. После того как месторождение переходит в разряд истощенных и добыча на нем прекращается, подсчитывают окончательный КИН и сравнивают его с проектным. Если проектный КИН достигнут, можно говорить о том, что разработка проведена эффективно.
Среднее значение коэффициента извлечения нефти при традиционных способах добычи не очень сильно изменилось за последние десятилетия. Причину этому, видимо, нужно искать в том, что, несмотря на развитие технологий, нефтяникам приходится иметь дело с ухудшающимися свойствами пластов. Согласно обобщенным данным КИН при первичных способах разработки (с использованием потенциала пластовой энергии) в среднем не выше 10%, а при вторичных способах (заводнении и закачке газа для поддержания пластовой энергии) - около 35%. Это среднемировые значения. В России коэффициент извлечения нефти, как правило, не превышает 20%. В «Газпром нефти» этот показатель достигает 25%, что обусловлено поздней стадией разработки на большинстве месторождений компании.
Хотя очевидно, что чем больше КИН, тем лучше, добыча нефти может быть рентабельной и при очень небольших коэффициентах. Но в этом случае в пласте остается большое количество неизвлеченной нефти, а это недополученная прибыль. Ситуация меняется, если в ход идут современные методы увеличения нефтеотдачи (МУН). Их применение позволяет увеличивать КИН в среднем на 7–15% и существенно наращивать извлекаемые запасы нефти на уже открытых месторождениях.
Агенты вытеснения
Методы увеличения нефтеотдачи делятся на несколько категорий, но все сводятся к двум задачам: более качественному вытеснению нефти из пласта и увеличению дренируемой зоны без бурения дополнительных скважин. Самым простейшим МУНом можно назвать ставшую уже обычной процедуру заводнения. Увеличение нефтеотдачи за счет закачки в пласт воды - это способ из серии «дешево и сердито». К сожалению, вода не вытесняет нефть равномерно. Из-за разных вязкостей и поверхностного натяжения воды и нефти, из-за неравномерного строения пород коллектора, разной величины пор вода может на отдельных участках пласта двигаться быстрее, чем нефть. В итоге часть нефти так и остается в порах.
Вытеснение нефти из пласта
Для того чтобы вытеснение нефти происходило более эффективно, в качестве вытесняющего агента применяют не воду, а различные растворы. Так, например, растворы поверхностно-активных веществ (ПАВ) уменьшают «цепляемость» нефти к породе, способствуя более легкому ее вымыванию из пор. Также ПАВы уменьшают поверхностное натяжение на границе нефть - вода, что содействует образованию водонефтяной эмульсии типа «нефть в воде», для перемещения которой в пласте необходимы меньшие перепады давления. Существенный недостаток ПАВов - это их дороговизна. Поэтому в качестве альтернативы нередко применяют щелочные растворы, которые, взаимодействуя с нафтеновыми кислотами нефти, образуют поверхностно-активные вещества прямо в пласте. Область применения щелочных растворов ограничивается наличием в пластовых водах ионов кальция - при реакции с щелочью они образуют хлопьеобразный осадок.
Другой результативный агент - это водный раствор полимеров, или, как их еще называют, загустителей. Полимеры увеличивают вязкость закачиваемой воды, приближая ее значение к вязкости нефти. В результате фронт вытеснения выравнивается - вода перестает опережать нефть в более проницаемых участках пласта. Часто в качестве загустителей применяют полиакриламиды. Они хорошо растворяются в воде и уже при концентрациях 0,01–0,05% придают ей вязкоупругие свойства. В настоящее время в «Газпром нефти» изучается возможность внедрить технологию комплексного щелочь-ПАВ-полимерного заводнения (см. врез).
Если полимеры загущают воду, то различные газы призваны разжижать нефть. Чтобы уменьшить вязкость нефти и увеличить ее подвижность, в пласт закачивают растворители - сжиженные природные газы: бутан, пропан и их смесь. Еще один вариант растворителя - углекислота (двуокись углерода СО2), которая также отлично растворяется в нефти.
Заводнение серной кислотой относится к комплексным методам увеличения нефтеотдачи. Серная кислота растворяет минералы пород коллектора, повышая тем самым их проницаемость. Таким образом увеличивается охват дренируемой зоны, то есть части пласта, активно отдающей нефть. В то же время при взаимодействии серной кислоты с ароматическими углеводородами, содержащимися в нефти, образуются поверхностно-активные сульфокислоты. Их роль в вытеснении нефти аналогична воздействию ПАВов, специально закачиваемых в пласт с поверхности.
В отличие от обычного нагнетания в пласт воды, заводнение с использованием различных химреагентов - мероприятие не из дешевых. Помимо финансовых рисков противопоказаниями к нему могут оказаться и другие факторы, такие как определенное строение коллектора, характеристики слагающих его пород, химические свойства нефти. Поэтому в ряде случаев эффективней оказываются иные способы повышения нефтеотдачи. Например, тепловое воздействие на пласт.
Теплый прием
Первые опыты по термическому воздействию на пласт были начаты еще в 30-х годах прошлого века в СССР. С тех пор накопился значительный объем данных лабораторных и промысловых испытаний, позволяющий сделать применение этих методов более осмысленным и продуктивным.
Самый простой способ - это нагнетание в пласт горячей воды. Начальная температура теплоносителя составляет несколько сотен градусов. Это позволяет значительно снизить вязкость нефти и увеличить ее подвижность. Однако, продвигаясь по пласту, вода остывает, а значит, нефть сначала будет вытесняться холодной водой, а потом горячей. В итоге прирост нефтеотдачи будет скачкообразным. Вытеснение горячей водой хорошо работает в однородных пластах и на высоких температурах. Как только температура воды падает до 80-90°C, можно получить обратную реакцию: вязкость нефти становится достаточной, чтобы еще лучше пропитать капилляры породы, но недостаточной, чтобы покинуть их.
Воду можно заменить горячим паром. Такой способ считается более эффективным, так как теплоемкость пара при прочих равных условиях больше, чем у воды. При нагнетании пара вязкость нефти повышается, а часть легких нефтяных фракций испаряется и фильтруется в виде пара. В холодной зоне эти пары конденсируются, обогащая нефть легкими компонентами и действуя как растворитель.
Термические методы извлечения нефти
Еще один вариант термического воздействия - внутрипластовое горение. Этот зажигательный метод основан на естественной характеристике нефти как горючего. У забоя нагнетательной (зажигательной) скважины нефть поджигают с помощью электрических горелок или химической реакции. Как известно, для поддержания огня необходим кислород, поэтому с поверхности в скважину нагнетают воздух или смесь воздуха с природным газом. В результате фронт горения движется в пласте, разогревая нефть, уменьшая ее вязкость и заставляя интенсивнее двигаться в сторону области с пониженным давлением, то есть к эксплуатационным скважинам. Для успешного осуществления процесса необходимо, чтобы нефть распределялась в пласте достаточно равномерно, а сам коллектор обладал высокой проницаемостью и пористостью. Более устойчивые очаги горения возникают в залежах с тяжелой нефтью, обладающей повышенным содержанием хорошо горящих коксовых остатков.
Вообще говоря, именно при освоении месторождений с тяжелой высоковязкой нефтью чаще всего применяют термические МУНы. При снижении температуры в пласте происходит выпадение асфальтенов, смол и парафинов, затрудняющих фильтрацию. В случае добычи тяжелой нефти такое снижение фильтрационных свойств коллектора может стать критическим для эффективности разработки, поэтому дополнительный разогрев пласта бывает просто необходим.
Щелочь-ПАВ-полимерное заводнение
Комплексное химическое заводнение, включающее в себя поочередную закачку в пласт поверхностно-активных веществ и полимеров, впервые было опробовано в 80-х годах прошлого века. Тогда же появилась идея разбавлять дорогие ПАВ более дешевой щелочью. Испытания такого тройного щелочь-ПАВ-полимерного заводнения показали, что объединение методов может дать увеличение КИН на 15–20%. Сама технология получила название ASP-заводнение - от английского alkali-surfactant-polymer - щелочь-ПАВ-полимер. К широкомасштабному использованию ASP-заводнения западные компании вернулись только в начале 2000-х.
В «Газпром нефти» возможность внедрения щелочь-ПАВ-полимерного заводнения изучают специалисты совместного с Shell предприятия «Салым Петролеум Девелопмент». Первые результаты испытаний, проведенных на одиночной скважине, дали обнадеживающие результаты: химическое заводнение мобилизовало 90% остаточной нефти. В настоящее время просчитываются экономические показатели использования технологии, изучаются условия ее эффективного применения.
На разрыв
Одним из самых популярных методов увеличения нефтеотдачи сегодня стал гидроразрыв пласта (ГРП), ведущий свою историю также из середины прошлого столетия. Сложно сказать, кому первому в голову пришла идея улучшать связь скважины с пластом за счет его разрыва. Здесь первенство оспаривают советские и американские ученые. Но долгое время этот способ существовал больше в теоретических выкладках, нежели на практике: во времена легкой нефти в нем не было особой нужды. Ситуация изменилась в конце прошлого века, когда ГРП стали активно применять для разработки месторождений с чрезвычайно низкими фильтрационно-емкостными свойствами пластов, включая карбонатные коллекторы. Яркий пример здесь освоение сланцевых месторождений в Америке, целиком и полностью обязанных своим успехом использованию гидроразрыва.
Сущность процесса ГРП заключается в нагнетании в пласт жидкости под большим давлением (до 60 МПа). В качестве основы для жидкости ГРП в зависимости от свойств коллектора и применяемых технологий используют пресную или минерализованную воду, углеводородные жидкости («мертвая» нефть, солярка), смеси с добавлением азота, двуокиси углерода, кислоты. Чтобы трещины сразу после снятия давления не смыкались, в них закачивают расклинивающий агент (проппант). Материал проппанта за всю историю развития технологии гидроразрыва неоднократно менялся. Сначала это была молотая ореховая скорлупа, затем кварцевый песок, позднее стали использовать стеклянные или пластмассовые шарики.
Протяженность трещин, образовавшихся после проведения ГРП, может достигать нескольких сотен метров при средней ширине до 5 мм. Они становятся новыми проводниками нефти, значительно улучшая контакт скважины с пластом и расширяя площадь притока жидкости в скважину. В среднем однократный гидроразрыв пласта позволяет увеличить дебит нефтяных скважин в два-три раза. В горизонтальной скважине может быть одновременно проведено несколько гидроразрывов. В этом случае говорят о многостадийном гидроразрыве пласта (МГРП). На сланцевых месторождениях счет стадий в горизонтальных скважинах идет уже на десятки. В общем случае количество стадий определяется исходя из экономической целесообразности и геологических особенностей коллектора.
В настоящее время многостадийный гидроразрыв пласта, пожалуй, единственный проверенный способ разработки месторождений, относящихся к трудноизвлекаемым запасам (ТРИЗ). Сюда входят и месторождения, где фильтрационные свойства пластов не могут обеспечить рентабельные притоки при применении обычных методов разработки, - им МГРП может дать новую жизнь, и такие пока экспериментальные варианты, как баженовская свита. Именно освоение залежей ТРИЗ стало толчком для активного внедрения МГРП в «Газпром нефти» (см. врез).
Многостадийный гидроразрыв пласта в «Газпром нефти»
Первая горизонтальная скважина с четырьмя стадиями гидроразрыва пласта в «Газпром нефти» была введена в эксплуатацию в 2011 году на Вынгапуровском месторождении. А уже через три года количество горизонтальных скважин с МГРП во всех добывающих активах компании достигло 168. Изменяется не только число высокотехнологичных скважин, но и качественные характеристики технологии.
До последнего времени в компании применяли так называемый шаровой МГРП. Здесь каждая новая зона ГРП в скважине отделяется от предыдущей композитным или металлическим шаром. Диаметр шаров возрастает от зоны к зоне и не позволяет провести больше 10 операций гидроразрыва из-за конструктивных особенностей скважины. Новый вариант МГРП успешно опробовали в 2015 году специалисты «Газпромнефть-Хантоса»: на Приобском месторождении в качестве изолятора использовались не шары, а специальный инструмент с многоразовой уплотняющейся подушкой (пакером), которая разбухает и отделяет зоны, в которых ГРП уже проведен. Впоследствии разбухающий пакер возвращается к исходному размеру, что позволяет транспортировать оборудование к следующему месту разрыва внутри скважины (шары после завершения ГРП разрушают специально). В этом случае количество стадий ГРП ограничивается лишь технико-экономическими расчетами. На Приобском месторождении впервые в истории компании провели 11-стадийный гидроразрыв пласта.
Многостадийный гидроразрыв пласта
Призабойная чистка
Увеличению нефтеотдачи способствует не только масштабное воздействие на продуктивный пласт, но и работа с призабойной зоной - той частью пласта, через которую нефть поступает в эксплуатационную скважину. В процессе добычи нефти на забое и в призабойной зоне скважин оседают парафины и смолы, в перфорационных каналах накапливаются песчаные пробки. Способы, которые позволяют увеличить проницаемость призабойной зоны и очистить ее от мусора, называют методами интенсификации притока.
Кстати, гидроразрыв пласта изначально относили именно к таким методам и проводили его на забое наклонно-направленных скважин для повышения проницаемости пласта вблизи забоя. Другой способ механически расширить поровые каналы в породе вблизи забоя и создать микротрещины - виброобработка забоя. В этом случае к насосно-компрессорной трубе присоединяется вибратор, который создает колебания разной частоты и амплитуды прокачиваемой через него жидкости. Эти волны промывают призабойное пространство.
Повысить интенсивность притока можно также за счет обработки призабойной зоны кислотой либо термическим воздействием. Нередко эти два способа совмещают, воздействуя на пласт горячей кислотой, нагретой за счет теплового эффекта экзотермической реакции металлического магния с раствором соляной кислоты.
